RU2134345C1 - Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину - Google Patents

Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину Download PDF

Info

Publication number
RU2134345C1
RU2134345C1 RU97110728A RU97110728A RU2134345C1 RU 2134345 C1 RU2134345 C1 RU 2134345C1 RU 97110728 A RU97110728 A RU 97110728A RU 97110728 A RU97110728 A RU 97110728A RU 2134345 C1 RU2134345 C1 RU 2134345C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
emulsion
production
amines
bottoms
oil
Prior art date
Application number
RU97110728A
Other languages
English (en)
Other versions
RU97110728A (ru
Inventor
П.М. Южанинов
Т.В. Глезденева
В.А. Качин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть"
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 Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" filed Critical Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть"
Priority to RU97110728A priority Critical patent/RU2134345C1/ru
Publication of RU97110728A publication Critical patent/RU97110728A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2134345C1 publication Critical patent/RU2134345C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - придание эмульсии стабильности в условиях повышенных температур и при контакте с различными по минерализации и значению рН пластовыми водами при одновременном повышении у эмульсии селективных изолирующих свойств. Сущность: эмульсия содержит нефть, пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 и остатки кубовые при производстве аминов С17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20 - 30%-ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов - енаминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг КОН/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления циклогексанона. 2 табл.

Description

Изобретение относятся к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для селективного ограничения водопритоков в нефтяную скважину, снижения проницаемости интервалов пласта и увеличения охвата пласта заводнением в нагнетательных скважинах, для извлечения остаточной нефти из пластов, обводненных высокоминерализованными пластовыми водами, а также для гашения скважин как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.
Известна гидрофобная эмульсия для обработки пласта (А.С. N 1742467 кл. E 21 B 43/22 1992 г.), предназначенная для ограничения водопритоков, содержащая обезвоженную дегазированную нефть, пресную или пластовую воду или соляную кислоту и в качестве эмульгатора - феррохромлигносульфонат.
Однако феррохромлигносульфонат - продукт взаимодействия лигносульфонатов с сернокислым железом и бихроматом натрия является дорогим и дефицитным эмульгатором, неустойчивым в высокоминерализованных пластовых водах.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению и технической сущности является гидрофобная эмульсия (Г.А.Орлов, М.Ш.Кендис, В. Н. Глушенко "Применение обратных эмульсий в нефтедобыче" М. "Недра", 1991 г. ), включающая углеводородную жидкость, пластовую воду или водный раствор хлорида кальция или раствор сильной кислоты и эмульгатор ЭС-2 - продукт амидирования кубовых остатков синтетических жирных кислот декстрамином.
Однако указанная известная гидрофобная эмульсия является неустойчивой в кислых и слабоминерализованных средах, а именно она снижает свою вязкость и структурно-механические свойства в кислых средах при pH меньше 7.
Вместе с этим эмульгатор ЭС-2, входящий и состав этой эмульсии, является дорогим и дефицитным продуктом.
Целью настоящего изобретения является придание эмульсин стабильности в условиях повышенных температур и при контакте с различными по минерализации и значению pH пластовыми водами при одновременном повышении у эмульсии селективных изолирующих свойств.
Поставленная цель достигается тем, что известная гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину, содержащая нефть, пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 и аминосодержащее соединение, в качестве последнего содержит остатки кубовые при производстве аминов C17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30% -ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов (енаминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления циклогексанона, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Нефть - 32,0 - 56,0
Остатки кубовые при производстве аминов C17 - C20 или
Продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30% -ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов (енаминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления циклогексанона - 1,0 - 4,0
Пластовая вода хлоркальциевого типа с плотностью 1060 - 1180 кг/м3 - Остальное
Повышенная активность остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20, а также указанною продукта поликонденсации, по сравнению с амидами, солями аминов и другими производными аминов обусловлена, по-видимому, наличием свободной пары электронов у атома азота и радикалом парафинового строения с числом углеродных атомов от 17 до 20.
В поверхностном слое за счет свободной пары электронов атома азота амины присоединяют электрофильные группы, превращаясь в катионы, способные к сольватации.
В тоже время аминогруппа, оттягивая на себя электроны, увеличивает подвижность водородов соседних атомов и ведет к образованию молекулярных комплексов с водородной связью (Молекулы аминов также ассоциированы в результате образования водородных связей). Образуются прочные межфазные надмолекулярные структуры в форме фазовых пленок. Эти структурированные и предельно сольватированные дисперсионной средой (пластовой водой) адсорбционные пленки стабилизируют эмульсии. Прочность и компактность адсорбционного слоя определяют высокие структурно-механические свойства эмульсии, ее стабильность. Высокомолекулярные алифатические амины снижают межфазное натяжение, сохраняя растворимость в нефти благодаря наличию в молекуле гидрофобного радикала и функциональных групп с высокой адгезией к водной фазе. Но т.к. сродство нефти и аминов неполное (амины лучше растворяются в нефти при 40-45oC), а сродство аминов с водой еще менее выражено, в эмульсии возможно появление микрокристаллов, образующих дополнительно бронированные слои. Плотная упаковка остатков кубовых при производстве аминов в адсорбционно-сольватном спое благодаря тому, что амины, являясь неионоактивными ПАВ, образуют структированные молекулярные слои на межфазной поверхности, повышает устойчивость эмульсии в широком диапазоне минерализации (от 75 до 250 г/л) и значений pH пластовых вод, а также повышает термостойкость. Полярные группы кубовых аминов и аминоспиртов способны к взаимодействию с катионами или анионами электролитов водной фазы, они устойчивы в кислых и щелочных средах. При этом повышается их полярность и взаиморастворимость в воде и нефти, снижается межфазное натяжение, что повышает селективность эмульсии.
Кроме того, предлагаемая гидрофобная эмульсия, обладая высокой адгезией и адсорбцией, несет в себе ингибирующие свойства для защиты подземного оборудования.
Для приготовления предлагаемой гидрофобной эмульсии были использованы следующие вещества:
- нефть месторождений Пермской области;
- пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1060 -1180 кг/м3;
- остатки кубовые при производстве аминов C17 - C20 воскообразная масса от желтого до светло-коричневого цвета с резким запахом; выпускаются Березниковским НПО "Азот" по ТУ 6-02-750-87 со следующими характеристиками:
- массовая доля углеводорода не более 40%
- суммарная массовая доля первичных и вторичных аминов не менее 56%
- массовая доля первичных аминов не менее 22%;
- продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20- и остатков кубовых при производстве капролактама, представляет собой 20-30% -ныЙ раствор в керосине аминосодержащих продуктов (енаминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления - выпускается под торговой маркой ВНПП-1 по ТУ 600-5744286-74-92, представляет собой однородную темно-коричневую жидкость плотностью от 900 до 1020 кг/м3.
Для приготовления эмульсии пластовую воду эмульгируют в нефти, в которой предварительно растворены амины, до образования устойчивой эмульсии в течение 3-15 мин в зависимости от объемного соотношения фаз химического состава нефти и минерализации воды.
В промысловых условиях эмульсию готовят на стационарных установках по приготовлению обратных эмульсий или непосредственно на скважине с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 и диспергатора.
Пример
К 60 см3 нефти Гожанского месторождения ρ = 908 кг/м3, подогретой до 40oC, добавляют 1 г остатков кубовых или ВНПП-1 и перемешивают до полного растворения аминов в течение 20 мин при комнатной температуре. Затем увеличивают число оборотов вала смесителя "Воронеж" и приливают 40 см3 пластовой воды хлоркальциевого типа ρ 1060 кг/м3. Состав перемешивают в течение 10 мин до получения предлагаемой эмульсии. Полученную эмульсию термостатируют при 20oC и анализируют ее структурно-механические свойства.
Условная вязкость определялась на вискозиметре B3-1, она характеризует гидравлическое сопротивление эмульсии прокачиванию.
Статическое напряжение сдвига (СНС) в дПа определялось на ротационном вискозиметре СНС-2 через 1 и 10 мин после перемешивания эмульсии. Статическое напряжение характеризует прочность тиксотропной структуры эмульсии в состоянии покоя.
Плотность эмульсии определялась пикнометром.
Термостабильность определялась выдерживанием эмульсии в течение 4-5 ч при заданной температуре.
Состав и свойства предлагаемой и известной гидрофобных эмульсий приведены в таблице 1.
Данные о снижении проницаемости кернов, обработанных предлагаемой эмульсией, приведены в таблице 2.
Интервал концентрации остатков кубовых и ВНПП-1 при производстве аминов 1,0-4,0 мас.% определяется тем, что снижение концентрации ниже 1% не позволяет получить устойчивую эмульсию с высокими структурно-механическими и реологическими свойствами и удлиняет время приготовления эмульсии, а увеличение концентрации выше 4% не улучшает качества эмульсии.
Интервалы концентраций нефти и водной фазы составляют соответственно 32,0-56,0 вес% и 42,4-65,6 вес%. Повышение объемного водосодержания эмульсии выше 65,6% и сопряженное с ним снижение концентрации нефти ниже 32,0% ведет к образованию вязких малотекучих и труднопрокачиваемых эмульсий, особенно если водная фаза представлена высокоминерализованными пластовыми водами, а углеводородная среда - нефтью с высоким содержанием асфальтосмолистых соединений и нефтеновых кислот. Снижение концентрации водной фазы ниже 42,4 вес% и сопряженное с ним увеличение концентрации нефти выше 56% ведет к образованию легкой эмульсии с низкими структурно-механическими свойствами.
Из данных таблицы 1 следует, что структурно-механические свойства заявляемой эмульсии выше, чем у известного состава как в условиях кислых, так и щелочных пластовых вод в широком диапазоне минерализации.
При определенных концентрациях составляющих эмульсию ингридиентов можно получить обратную водонефтяную эмульсию с довольно высокими значениями вязкости и статического напряжения сдвига и использовать ее в качестве жидкости глушения и для нефтевытеснения.
Эффективность применения предлагаемого состава для изоляции водопритока подтверждается данными по прокачке предлагаемой эмульсии через водонасыщенные керны (таблица 2). Согласно полученным результатам, после предваригельного насыщения кернов пластовой водой и дальнейшего прокачивания через них предлагаемой эмульсии, проницаемость кернов снижается в 2,2-5,7 раз по сравнению с первоначальной.

Claims (1)

  1. Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину, содержащая нефть, пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060 - 1180 кг/м3 и аминосодержащее соединение, отличающаяся тем, что в качестве аминосодержащего соединения эмульсия содержит остатки кубовые при производстве аминов С17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30%-ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов - енаминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
    Нефть - 32,0 - 56,0
    Остатки кубовые при производстве аминов С17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30%-ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов енаминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления - 1,0 - 4,0
    Пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 - Остальное
RU97110728A 1997-06-25 1997-06-25 Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину RU2134345C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97110728A RU2134345C1 (ru) 1997-06-25 1997-06-25 Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97110728A RU2134345C1 (ru) 1997-06-25 1997-06-25 Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU97110728A RU97110728A (ru) 1999-05-10
RU2134345C1 true RU2134345C1 (ru) 1999-08-10

Family

ID=20194584

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU97110728A RU2134345C1 (ru) 1997-06-25 1997-06-25 Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2134345C1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2539484C1 (ru) * 2013-07-01 2015-01-20 Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин
RU2703598C1 (ru) * 2018-10-09 2019-10-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты)
RU2705675C1 (ru) * 2018-10-17 2019-11-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Гидрофобная эмульсия
RU2717498C1 (ru) * 2019-07-29 2020-03-24 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Орлов Г.А. Применение обрабатываемых эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991, с.15 - 17. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2539484C1 (ru) * 2013-07-01 2015-01-20 Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин
RU2703598C1 (ru) * 2018-10-09 2019-10-21 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты)
RU2705675C1 (ru) * 2018-10-17 2019-11-11 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Гидрофобная эмульсия
RU2717498C1 (ru) * 2019-07-29 2020-03-24 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US2800962A (en) Surface-active agents in well treating
US4479894A (en) Oil recovery by surfactant-alcohol waterflooding
CA1217331A (en) Use of certain materials as thinners in oil based drilling fluids
CN102952531B (zh) 一种海上油田驱油用表面活性剂及其制备方法
EP3420047B1 (en) Hydrazide crosslinked polymer emulsions for use in crude oil recovery
WO2010010325A1 (en) Method of carrying out a wellbore operation
EA003986B1 (ru) Способ обработки нефтяной скважины
Staiss et al. Improved demulsifier chemistry: A novel approach in the dehydration of crude oil
US3422890A (en) Treatment of subsurface oil-bearing formations with oil-wetting cationic emulsions
RU2134345C1 (ru) Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину
WO2012088068A2 (en) Method for mobility control in oil-bearing carbonate formations
CN113583649B (zh) 一种中相微乳液及其制备工艺与应用
US3637015A (en) Method for improving the injectivity of brine into water injection wells
US3578781A (en) Clay treating and oil-wetting dispersion and method of use thereof
US3952806A (en) Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation
US4203491A (en) Chemical flood oil recovery with highly saline reservoir water
US4460481A (en) Surfactant waterflooding enhanced oil recovery process
EP2707451B1 (en) Method of carrying out a wellbore operation
US20080171670A1 (en) Oil Base Fluids and Organophilic Tannin-Containing Compositions to Lower the Fluid Loss Thereof
WO2017117548A1 (en) Branched acid emulsifier compositions and methods of use
US4526986A (en) Halomethyl, methyl maleic anhydride and synthesis of bromomethyl, methyl maleic anhydride
US20110160099A1 (en) Invert emulsion wellbore fluids and method for reducing toxicity thereof
US3637016A (en) Method for improving the injectivity of water injection wells
RU2138634C1 (ru) Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта
RU2186959C1 (ru) Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине