RU2705675C1 - Hydrophobic emulsion - Google Patents
Hydrophobic emulsion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2705675C1 RU2705675C1 RU2018136703A RU2018136703A RU2705675C1 RU 2705675 C1 RU2705675 C1 RU 2705675C1 RU 2018136703 A RU2018136703 A RU 2018136703A RU 2018136703 A RU2018136703 A RU 2018136703A RU 2705675 C1 RU2705675 C1 RU 2705675C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- emulsifier
- emulsion
- hydrophobic emulsion
- hydrophobic
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям для интенсификации добычи нефти из скважин, эксплуатирующих трещинно-кавернозные пласты-коллекторы.The proposal relates to the oil industry, in particular to process fluids for the intensification of oil production from wells operating fractured cavernous reservoirs.
В осложненных геологических условиях, как правило, для обеспечения направленности закачки кислотных составов в нефтенасыщенные матричные интервалы, предварительно закачивают в трещинно-кавернозные (так называемые «глотающие») интервалы пласта блокирующие высоковязкие гидрофобные (инвертные) эмульсии. Кислота, не имея доступа в высокопроницаемые трещинно-кавернозные интервалы, отклоняется и обрабатывает нефтенасыщенные менее проницаемые поровые интервалы нефтяного пласта. Таким образом обеспечивается направленность (селективность) обработки призабойной зоны (ОПЗ) кислотой и достигается большая эффективность и успешность химической обработки неоднородных нефтяных пластов-коллекторов.In complicated geological conditions, as a rule, in order to ensure the directivity of the injection of acidic compositions into oil-saturated matrix intervals, preliminary blocking of highly viscous hydrophobic (invert) emulsions is pre-pumped into the fractured-cavernous (so-called “swallowing”) intervals of the formation. Acid, having no access to highly permeable fissure-cavernous intervals, deviates and processes oil-saturated less permeable pore intervals of the oil reservoir. This ensures the directivity (selectivity) of the bottom-hole zone treatment (SCF) with acid and ensures greater efficiency and success of the chemical treatment of heterogeneous oil reservoirs.
Известен состав на основе инвертной эмульсии для обработки нефтяных пластов (патент РФ 2153576, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000), содержащий, мас. %: жидкий углеводород - 10,025,0, маслорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) - эмульгатор СИНОЛ-ЭМ - 0,3-5,0, хлористый кальций - 0,2-4,0 и воду.A known composition based on an invert emulsion for processing oil reservoirs (RF patent 2153576, IPC ЕВВ 43/22, publ. 27.07.2000), containing, by weight. %: liquid hydrocarbon - 10.025.0, oil-soluble surface-active substance (surfactant) - emulsifier SINOL-EM - 0.3-5.0, calcium chloride - 0.2-4.0 and water.
Недостатком данного состава является то, что для его приготовления используется вода с фиксированным значением общей минерализации, равным 12 г/л.The disadvantage of this composition is that for its preparation uses water with a fixed value of total salinity equal to 12 g / l.
Известна инвертная (гидрофобная) эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая, мас. %: жидкий углеводород - 10,0-20,0, маслорастворимое поверхностно-активное вещество НЕФТЕНОЛ НЗ - 0,3-5,0, хлористый кальций - 0,3-1,5 и воду - остальное (патент РФ 2110675, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.1998).Known invert (hydrophobic) emulsion for processing oil reservoirs, containing, by weight. %: liquid hydrocarbon - 10.0-20.0, oil-soluble surfactant NEFTENOL NZ - 0.3-5.0, calcium chloride - 0.3-1.5 and water - the rest (RF patent 2110675, IPC E21B 43/22, publ. 05/10/1998).
Данный состав имеет достаточно высокую нефтевытесняющую способность, но приготовленная на поверхности инвертная эмульсия характеризуется аномально высоким значением вязкости, что осложняет процесс закачки ее в пласт и тем самым не позволяет продвинуть состав вглубь пласта и увеличить охват пласта воздействием. Еще одним недостатком является ее малая стойкость к разбавлению водой.This composition has a fairly high oil-displacing ability, but the invert emulsion prepared on the surface is characterized by an abnormally high viscosity, which complicates the process of pumping it into the formation and thus does not allow the composition to be moved deeper into the formation and to increase the coverage of the formation by exposure. Another disadvantage is its low resistance to dilution with water.
Известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая, мас. %: жидкий углеводород - 10,0-25,0; эмульгатор ЭКС-ЭМ - 0,5-3,0; хлористый кальций - 0,5-3,0; натр едкий - 0,02-0,2; воду - остальное (патент РФ 21553576, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.07.2000).Known invert emulsion for processing oil reservoirs, containing, by weight. %: liquid hydrocarbon - 10.0-25.0; emulsifier EX-EM - 0.5-3.0; calcium chloride - 0.5-3.0; caustic soda - 0.02-0.2; water - the rest (RF patent 21553576, IPC ЕВВ 43/22, publ. 07.27.2000).
Эмульсия позволяет селективно изолировать промытые участки, отмыть остаточную пленочную нефть и подключить в разработку слабодренируемые пропластки, что в конечном счете приведет к увеличению нефтеотдачи.The emulsion allows you to selectively isolate the washed areas, wash the residual film oil and connect the weakly drained layers to the development, which ultimately will lead to an increase in oil recovery.
Недостаток - нетехнологичность приготовления и закачки из-за чрезвычайно высоких вязкостных и структурно-механических свойств, которые не обеспечивают доставку эмульсии в трещинные интервалы карбонатных коллекторов при кислотных ОПЗ.The disadvantage is the low-tech preparation and injection due to the extremely high viscosity and structural-mechanical properties, which do not ensure the delivery of the emulsion to the fractured intervals of carbonate reservoirs during acidic SCR.
Известна гидрофобная эмульсия, используемая для блокирования пластов при соляно-кислотной обработке (Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002, 137 стр.). Гидрофобная эмульсия для селективной обработки пластов содержит, мас. %: углеводороды (нефть) - 39-44; маслорастворимое ПАВ-эмульгатор ЭС-2 - 0,8-1; воду пластовую минерализованную - 55-60.A well-known hydrophobic emulsion is used to block formations during hydrochloric acid treatment (Musabirov M.Kh. Technologies for processing the bottom-hole zone of an oil reservoir during underground well repair. - M.: VNIIOENG OJSC, 2002, 137 pp.). Hydrophobic emulsion for selective treatment of formations contains, by weight. %: hydrocarbons (oil) - 39-44; oil-soluble surfactant emulsifier ES-2 - 0.8-1; mineralized formation water - 55-60.
Основной недостаток данной гидрофобной эмульсии - диапазоны регулирования вязкости (тампонирующий параметр) и структурно-механических показателей (СНС1/СНС10) не обеспечивают надежного блокирования «глотающих» трещинно-кавернозных интервалов коллектора для последующего отклонения кислот от этих высокопроницаемых интервалов в матричные нефтенасыщенные интервалы (зоны) пласта.The main disadvantage of this hydrophobic emulsion is the ranges of viscosity regulation (tamponing parameter) and structural and mechanical indicators (СНС 1 / СНС 10 ) that do not provide reliable blocking of the “swallowing” fractured-cavernous intervals of the reservoir for subsequent deviation of acids from these highly permeable intervals into matrix oil saturated intervals ( zone) of the reservoir.
Наиболее близким аналогом является гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов (патент RU №2379326, МПК C09K 8/584, опубл. 20.01.2008), содержащая, мас. %: жидкий углеводород - 46,0-63,3; эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты 2,5-5 и минерализованную воду остальное.The closest analogue is a hydrophobic emulsion for the treatment of oil reservoirs (patent RU No. 2379326, IPC C09K 8/584, publ. 20.01.2008), containing, by weight. %: liquid hydrocarbon - 46.0-63.3; an emulsifier based on a hydrocarbon solution of alkanolamine esters and oleic acid amides 2.5-5 and the rest is mineralized water.
Недостаток данной гидрофобной эмульсии - вязкостные и структурно-механические характеристики не обеспечивают выполнения функции отклонителя кислотных составов в трещинно-кавернозных интервалах коллектора. Кроме этого, данная гидрофобная эмульсия имеет низкую агрега-тивную стабильность во времени, имеет относительно высокую стоимость, что обусловливает существенные материальные и энергетические затраты для приготовления эмульсии.The disadvantage of this hydrophobic emulsion is the viscous and structural-mechanical characteristics that do not provide the function of a diverter of acid compositions in the fissure-cavernous intervals of the reservoir. In addition, this hydrophobic emulsion has a low aggregate stability over time, has a relatively high cost, which leads to significant material and energy costs for preparing the emulsion.
Техническими задачами изобретения являются повышение вязкостных и структурно-механических свойств гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов, обеспечивающих надежное тампонирование трещинно-кавернозных интервалов коллектора и отклонение кислоты в нефтенасыщенные зоны пласта, а также снижение количества материальных и энергетических затрат за счет уменьшения компонентов гидрофобной эмульсии.The technical objectives of the invention are to increase the viscous and structural-mechanical properties of a hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs, ensuring reliable plugging of fractured-cavernous intervals of the reservoir and the deviation of acid into oil-saturated zones of the reservoir, as well as reducing the amount of material and energy costs by reducing the components of the hydrophobic emulsion.
Поставленные задачи решаются гидрофобной эмульсией для обработки нефтяных пластов, содержащей эмульгатор на основе углеводородного раствора алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и минерализованную пластовую воду.The tasks are solved by a hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs, containing an emulsifier based on a hydrocarbon solution of alkanolamine esters and oleic acid amides and mineralized formation water.
Новым является то, что в качестве эмульгатора гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов содержит эмульгатор ИТПС-013 марки Г при следующем соотношении компонентов, мас. %:What is new is that, as an emulsifier, a hydrophobic emulsion for treating oil formations contains an ITPS-013 grade G emulsifier in the following ratio of components, wt. %:
Принципиальные отличия предлагаемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов (отличительные признаки):The fundamental differences of the proposed hydrophobic emulsion for the treatment of oil reservoirs (distinguishing features):
- новые найденные авторами рецептурные показатели: оптимальное соотношение водной дисперсной фазы к эмульгатору ИТПС-013Г (90-92/8-10) - позволяют получать и эффективно применять на практике новую гидрофобную эмульсию для обработки нефтяных пластов с диапазоном максимальных (при сохранении технологических свойств) вязкостных и структурно-механических параметров, пригодных для различных операций в нефтегазодобыче (эффективное отклонение кислот и кислотных композиций в технологиях селективных ОПЗ «глотающих» пластов с аномально трещинно-кавернозной структурой, эффективное глушение скважин в таких аномальных «глотающих» пластах, водоизоляция и снижение водопритоков из трещинно-кавернозных коллекторов и др.). Найденные новые качественные и количественные рецептурные соотношения компонентов в предлагаемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов обуславливают проявление плотнейшей полиэдрической («сотовой») структуры водной дисперсной фазы. Такое видоизменение структуры гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов резко увеличивает внутреннее трение при течении эмульсии (проявление структурной вязкости) и величины напряжения сдвига (проявление структурно-механических свойств);- the new recipe indicators found by the authors: the optimal ratio of the aqueous dispersed phase to the emulsifier ITPS-013G (90-92 / 8-10) - make it possible to obtain and effectively use in practice a new hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs with a maximum range (while maintaining technological properties) viscosity and structural-mechanical parameters suitable for various operations in oil and gas production (effective deviation of acids and acid compositions in the technologies of selective SCR of “swallowing” formations from anomalously fractured a vernos structure, effective killing of wells in such anomalous “swallowing” formations, water isolation and reduction of water inflow from fractured-cavernous reservoirs, etc.). The new qualitative and quantitative formulation ratios of the components found in the proposed hydrophobic emulsion for treating oil formations determine the manifestation of the densest polyhedral ("honeycomb") structure of the aqueous dispersed phase. Such a modification of the structure of a hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs dramatically increases internal friction during the course of the emulsion (manifestation of structural viscosity) and shear stress (manifestation of structural and mechanical properties);
- отсутствует (исключен) целевой углеводородный компонент, в частности традиционный ингредиент в известных гидрофобных эмульсиях - нефть;- missing (excluded) the target hydrocarbon component, in particular the traditional ingredient in the known hydrophobic emulsions is oil;
- новая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов состоит всего из двух ингредиентов (минерализованной воды и ПАВ-эмуль-гатора).- the new hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs consists of only two ingredients (saline water and a surfactant emulsifier).
Для приготовления гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов используют:To prepare a hydrophobic emulsion for the treatment of oil reservoirs use:
- эмульгатор ИТПС-013 (ТУ 20.59.42-043-27913102-2017), который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты. По внешнему виду эмульгатор представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета с допуском опалесценции, температура застывания реагента не выше минус 50°С, плотность при 20°С реагента не менее 0,800 г/см3;- emulsifier ITPS-013 (TU 20.59.42-043-27913102-2017), which is a complex of surfactants based on a hydrocarbon solution of alkanolamine esters and oleic acid amides. In appearance, the emulsifier is a colorless to brown liquid with an admission of opalescence, the reagent freezing point is not higher than minus 50 ° C, the density at 20 ° C of the reagent is not less than 0,800 g / cm 3 ;
- воду минерализованную с плотностью при 20°С 1,120-1,190 г/см3.- mineralized water with a density at 20 ° C. of 1.120-1.190 g / cm 3 .
На рис. 1 приведена фотография (увеличенная в 250 раз) заявляемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов при концентрации водной фазы 92% мас. и ПАВ-эмульгатора (ИТПС-013Г) 8% мас. Отчетливо видна видоизмененная внутренняя полиэдрическая структура эмульсии при плотнейшей (практически максимальной) упаковке водных дисперсий. Размер дисперсий - от 2-5 до 10-15 мкм.In fig. 1 shows a photograph (enlarged 250 times) of the claimed hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs at an aqueous phase concentration of 92% by weight. and surfactant emulsifier (ITPS-013G) 8% wt. The modified internal polyhedral structure of the emulsion is clearly visible with the densest (almost maximum) packing of aqueous dispersions. The size of the dispersions is from 2-5 to 10-15 microns.
Отмеченные выше отличительные признаки придают составу (гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов) новое свойство - обеспечение качественно нового диапазона реологических и структурно-механических свойств, обуславливающих уникальный комплекс технологических показателей: надежное проникновение и эффективное тампонирование (блокирование) трещинно-кавернозных интервалов и зон нефтяных пластов-коллекторов, эффективное отклонение кислот, растворителей, растворов ПАВ и других маловязких обрабатывающих составов от, как правило, водонасыщенных трещинно-кавернозных пропластков и интервалов нефтяного пласта в относительно малопроницаемые, трещинно-поровые, как правило, нефтенасыщенные и так называемые матричные пропластки и интервалы нефтяного коллектора, а также наиболее эффективные водоизолирующие свойства в трещинно-кавернозных прослоях, т.е. высоковязкая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов с максимальными структурно-механическими свойствами (за счет тиксотропного упрочнения структуры) надежно предотвращает движение (поступление) пластовой воды в скважины по этим потенциальным водоподводящим каналам; кроме этого, такая гидрофобная эмульсия может эффективно применяться в качестве жидкости гидроразрыва (как своеобразный высоковязкий «клин» для образования трещин при высоконапорном нагнетании в пласт). Таким образом, заявляемая рецептура гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов характеризуется как многоцелевая универсальная технологическая жидкость для процессов нефтегазодобычи, особенно в наиболее осложненных трещинно-кавернозных, так называемых «глотающих», пластах-коллекторах, где известные традиционные химические составы, в том числе и на эмульсионной основе, не обеспечивают целевые технологические функции (в том числе блокиратора трещин и отклонителя кислот).The distinguishing features noted above give the composition (hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs) a new property - providing a qualitatively new range of rheological and structural-mechanical properties, which determine a unique set of technological indicators: reliable penetration and effective plugging (blocking) of fractured-cavernous intervals and zones of oil reservoirs collectors, the effective deviation of acids, solvents, surfactant solutions and other low-viscosity processing compounds from, as a rule O saturated cavernous fractured intervals interlayers and an oil reservoir in the relatively low permeability, fracture-porous, usually oil-saturated and so-called matrix interlayers and oil reservoir intervals, and the most efficient water shutoff properties cavernous fractured interlayers, i.e. highly viscous hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs with maximum structural and mechanical properties (due to thixotropic hardening of the structure) reliably prevents the movement (flow) of produced water into the wells through these potential water supply channels; in addition, such a hydrophobic emulsion can be effectively used as a fracturing fluid (as a kind of high-viscosity “wedge” for cracking during high-pressure injection into the reservoir). Thus, the claimed formulation of a hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs is characterized as a multi-purpose universal technological fluid for oil and gas production processes, especially in the most complicated fractured-cavernous, so-called “swallowing” reservoir formations, where known traditional chemical compositions, including those on emulsion-based, do not provide the target technological functions (including crack blocker and acid deflector).
Анализ научно-технической и патентной литературы не выявил идентичной совокупности существенных признаков, решающих аналогичную техническую задачу. На основании этого считаем, что предлагаемое нами техническое решение отвечает критерию "новизна" и "изобретательский уровень".The analysis of scientific, technical and patent literature did not reveal an identical set of essential features that solve a similar technical problem. Based on this, we believe that our proposed technical solution meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
В лабораторных условиях была приготовлена гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов по новой рецептуре (она получила название «БНЭ» - безнефтяная эмульсия) по следующей методике: в расчетное количество эмульгатора при его перемешивании постепенно вводится расчетное количество (примерно такой же объем) водной фазы, смесь перемешивается при постепенном увеличении скорости перемешивания до загу-стевания эмульсии, затем постепенно в эту смесь вводится весь расчетный объем водной фазы, раствор перемешивается в течение 15-20 мин при скорости на лопастной мешалке IKA EUROSTAR до 900-1000 мин-1. В результате получается однородная высоковязкая эмульсия светло-кремового цвета.In laboratory conditions, a hydrophobic emulsion was prepared for processing oil reservoirs according to a new formulation (it was called “BNE” - a non-oil emulsion) according to the following method: the calculated amount (approximately the same volume) of the aqueous phase is gradually introduced into the calculated amount of emulsifier while mixing, the mixture mixes with a gradual increase in the mixing speed until the emulsion thickens, then gradually the entire calculated volume of the aqueous phase is introduced into the mixture, the solution is mixed for 15-20 min speed paddle stirrer IKA EUROSTAR to 900-1000 min -1. The result is a homogeneous, highly viscous emulsion of a light cream color.
Для исследований взяты следующие компоненты:The following components were taken for research:
- пластовая минерализованная вода НГДУ «Ямашнефть» (плотность - 1,185 г/см3, вязкость - 1,2 мПа⋅с, рН - 5,0);- formation mineralized water of NGDU "Yamashneft" (density - 1.185 g / cm 3 , viscosity - 1.2 mPa рНs, pH - 5.0);
- пластовая минерализованная вода НГДУ «Азнакаевскнефть» (плотность - 1,170 г/см3, вязкость - 1,15 мПа⋅с, рН - 5,5);- formation mineralized water of NGDU Aznakaevskneft (density - 1.170 g / cm 3 , viscosity - 1.15 mPa⋅s, pH - 5.5);
- эмульгатор ИТПС-013 Г.- emulsifier ITPS-013 G.
В табл. 1 приведены результаты исследований вязкостных и структурно-механических параметров безнефтяной гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов в зависимости от соотношения водной дисперсной фазы к концентрации эмульгатора ИТПС-013Г.In the table. Figure 1 shows the results of studies of the viscous and structural-mechanical parameters of a non-oil hydrophobic emulsion for treating oil reservoirs depending on the ratio of the aqueous dispersed phase to the concentration of emulsifier ITPS-013G.
Гидрофобная эмульсия с содержанием 11% мас. и более эмульгатора обладает недостаточной вязкостью (менее 1000 мПа⋅с при 60 с-1) и недостаточной консистенцией, поэтому она не может выполнять технологическое функциональное назначение - быть высоковязким отклоняющим материалом по отношению к соляной кислоте. Получаются эмульсии с недостаточными величинами структурной вязкости и напряжения сдвига, не позволяющими надежно блокировать высокопроницаемые трещинно-кавернозные интервалы неоднородных пластов и обеспечивать отклонение кислот.Hydrophobic emulsion with a content of 11% wt. and more emulsifier has insufficient viscosity (less than 1000 mPa⋅s at 60 s -1 ) and insufficient consistency, therefore it cannot fulfill technological functional purpose - to be a highly viscous deflecting material with respect to hydrochloric acid. Emulsions with insufficient values of structural viscosity and shear stress are obtained, which do not allow reliable blocking of highly permeable fracture-cavernous intervals of heterogeneous formations and ensure the deviation of acids.
Гидрофобные эмульсии для обработки нефтяных пластов при концентрации ИТПС 013Г 7% мас. и менее обладают нетекучей консистенцией, вязкость увеличивается до критических величин (более 50000-3000 мПа⋅с при скоростях сдвига в интервале 1-60 с"1) и получаются чрезвычайно вязкие, нетехнологичные эмульсии с нетекучей консистенцией (насосные агрегаты не могут закачать их в скважину).Hydrophobic emulsions for the treatment of oil reservoirs at a concentration of ITPS 013G of 7% wt. and less have a non-flowing consistency, the viscosity increases to critical values (more than 50,000-3,000 mPa⋅s at shear rates in the range of 1-60 s " 1 ) and extremely viscous, non-technological emulsions with a non-flowing consistency are obtained (pumping units cannot pump them into the well )
Структурно-механические свойства (CHC1 - статическое напряжение сдвига за 1 мин, СНС10- статическое напряжение сдвига за 10 мин) БНЭ возрастают при уменьшении объемной доли эмульгатора. При 5-7% мас. эмульгатора эмульсии практически нетекучие (600-700 дПа). При повышении концентрации эмульгатора 11-15% мас. CHC1/10 снижаются до относительно низких значений - 200-390 дПа.Structural and mechanical properties (CHC 1 - static shear stress for 1 min, SNS 10 - static shear stress for 10 min) BNE increase with a decrease in the volume fraction of the emulsifier. At 5-7% wt. emulsifier emulsions are practically non-flowing (600-700 dPa). With an increase in the concentration of emulsifier 11-15% wt. CHC 1/10 reduced to relatively low values - 200-390 dPa.
Оптимальной областью является диапазон концентраций эмульгатора 8-10% мас.; при этом CHC1/СНС10 имеют промежуточное значение 400-500/420-590 дПа, что обеспечивает необходимую технологическую консистенцию и структуру. Установленная динамика СНС10 по отношению к CHC1 показывает возрастание тиксотропного упрочнения структуры БНЭ.The optimal area is the concentration range of the emulsifier 8-10% wt .; wherein CHC 1 / СНС 10 have an intermediate value of 400-500 / 420-590 dPa, which provides the necessary technological consistency and structure. The established dynamics of SNA 10 with respect to CHC 1 shows an increase in the thixotropic hardening of the BNE structure.
Величина разницы между показателями СНС10 и CHC1 характеризует тиксотропию (упрочнение/набор структуры) гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов. Тиксотропное упрочнение структуры эмульсии во времени играет положительную роль для усиления отклоняющего эффекта высоковязкой эмульсии по отношению к маловязкой кислоте или ее композициям с химическими добавками.The magnitude of the difference between the indicators of the SNA 10 and CHC 1 characterizes the thixotropy (hardening / set structure) of a hydrophobic emulsion for processing oil reservoirs. Thixotropic hardening of the structure of the emulsion over time plays a positive role for enhancing the deflecting effect of a high viscosity emulsion with respect to low viscosity acid or its compositions with chemical additives.
Таким образом, по результатам реологических исследований («динамическая вязкость - скорость сдвига») и по консистенции (текучесть) лучшими физико-химическими и технологическими параметрами обладают гидрофобные эмульсии на основе эмульгатора ИТПС 013 Г с концентрацией 8-10% мас. Динамическая вязкость находится в оптимальном диапазоне 2500-1500 мПа⋅с при реальных пластовых сдвиговых деформациях в диапазоне 40-60 с-1, а при малых скоростях сдвига (практически в статике) -40000-20000 мПа⋅с, необходимые для эффективного блокирования трещин и отклонения кислоты.Thus, according to the results of rheological studies (“dynamic viscosity - shear rate”) and the consistency (fluidity), the best physicochemical and technological parameters have hydrophobic emulsions based on the emulsifier ITPS 013 G with a concentration of 8-10% wt. Dynamic viscosity is in the optimal range of 2500-1500 mPa⋅s with real reservoir shear deformations in the range of 40-60 s -1 , and at low shear rates (practically in static) -40000-20000 mPa⋅s, necessary for effective blocking of cracks and deviations of acid.
Были проведены фильтрационные опыты на насыпных песчано-кар-бонатных моделях пласта с двумя разнопроницаемыми трубками, одна из которых имитировала трещинно-кавернозный пропласток (проницаемость 10-12 мкм2), а вторая - относительно малопроницаемый нефтенасыщенный прослой (проницаемость 0,5-0,7 мкм2). На первой стадии моделирования селективного кислотного ОПЗ закачивалась гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов (блокиратор-отклонитель), а вслед за ней соляно-кислотный раствор 10-24% концентрации. Результаты опытов представлены в табл. 2.Filtration experiments were conducted on bulk sand-carbonate reservoir models with two differently permeable tubes, one of which imitated a fissure-cavernous layer (permeability 10-12 μm 2 ), and the second a relatively low-permeable oil-saturated interlayer (permeability 0.5-0, 7 μm 2 ). At the first stage of modeling selective acidic SCR, a hydrophobic emulsion was pumped to treat the oil reservoirs (blocker-diverter), and followed by a hydrochloric acid solution of 10-24% concentration. The results of the experiments are presented in table. 2.
Эксперименты показали, что новая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов с соотношением эмульгатора ИТПС-013Г к водной фазе 8-10/90-92 эффективно блокирует трубчатые модели с трещинной проницаемостью и за счет этого эффекта отклоняет соляную кислоту в менее проницаемые нефтенасыщенные модели (опыты 4-6).The experiments showed that a new hydrophobic emulsion for treating oil reservoirs with an ITPS-013G emulsifier to water phase ratio of 8-10 / 90-92 effectively blocks tubular models with fracture permeability and, due to this effect, rejects hydrochloric acid into less permeable oil-saturated models (experiments 4 -6).
В результате нефтепроницаемость вторых моделей возрастает в 2-3 раза. Кроме этого, зафиксирован эффект полного тампонирования трубок с трещинной проницаемостью предлагаемыми рецептурами гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов, при закачке воды с максимальными градиентами давления водопроницаемость по этим трубкам близка к минимальной, при этом весь поток закачиваемой кислоты или воды фильтровался по трубкам с относительно малой проницаемостью. Эти результаты подтверждают перспективность заявляемой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов и в качестве водоизолирующего состава и жидкости глушения (для блокирования естественных трещин и предотвращения катастрофического поглощения маловязких жидкостей).As a result, the oil permeability of the second models increases by 2-3 times. In addition, the effect of complete plugging of tubes with fracture permeability by the proposed hydrophobic emulsion formulations for treating oil reservoirs was recorded; when water is pumped with maximum pressure gradients, the water permeability of these pipes is close to minimal, while the entire flow of injected acid or water was filtered through pipes with relatively low permeability . These results confirm the potential of the claimed hydrophobic emulsion for treating oil reservoirs and as a water-insulating composition and a kill fluid (to block natural cracks and prevent catastrophic absorption of low-viscosity fluids).
Таким образом, предлагаемая гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов обладает максимально высокими параметрами по структурной вязкости и статическому напряжению сдвига, обеспечивающими надежное блокирование трещинно-кавернозных пропластков и интервалов неоднородного продуктивного пласта для эффективного отклонения кислот в матричные нефтенасыщенные зоны пласта. Кроме того, снижаются материальные затраты (стоимость самой гидрофобной эмульсии для обработки нефтяных пластов и операции по ее приготовлению на скважине) за счет исключения из рецептуры традиционной нефтяной фазы, что в совокупности позволит значительно увеличить объемы применения высокоэффективных многоцелевых технологических жидкостей на основе универсальной гидрофобной эмульсии в процессе нефтегазодобычи.Thus, the proposed hydrophobic emulsion for treating oil reservoirs has the highest parameters for structural viscosity and static shear stress, which provide reliable blocking of fissure-cavernous interlayers and intervals of a heterogeneous reservoir to effectively deflect acids into matrix oil-saturated zones of the reservoir. In addition, material costs are reduced (the cost of the most hydrophobic emulsion for treating oil reservoirs and the operation of preparing it at the well) by eliminating the traditional oil phase from the formulation, which together will significantly increase the use of highly efficient multi-purpose process fluids based on universal hydrophobic emulsion in oil and gas production process.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018136703A RU2705675C1 (en) | 2018-10-17 | 2018-10-17 | Hydrophobic emulsion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018136703A RU2705675C1 (en) | 2018-10-17 | 2018-10-17 | Hydrophobic emulsion |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2705675C1 true RU2705675C1 (en) | 2019-11-11 |
Family
ID=68579496
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018136703A RU2705675C1 (en) | 2018-10-17 | 2018-10-17 | Hydrophobic emulsion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2705675C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797160C1 (en) * | 2022-08-26 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of the near-wellbore zone |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2134345C1 (en) * | 1997-06-25 | 1999-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Hydrophobic emulsion for isolation of formation water inflow into well |
| RU2135754C1 (en) * | 1997-10-17 | 1999-08-27 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Composition for treating bottom zone of oil stratum and/or increasing oil recovery of stratum |
| RU2153576C1 (en) * | 2000-01-20 | 2000-07-27 | Закрытое акционерное общество научно-производственная фирма "БУРСИНТЕЗ" | Reverse emulsion for treating oil strata |
| RU2269375C1 (en) * | 2004-11-10 | 2006-02-10 | Закрытое акционерное общество "ПОЛИЭКС" | Emulsifier of invert emulsions used predominantly in petroleum production |
| RU2379326C1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment |
| RU2539484C1 (en) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Emulsion formulation for water suppression, conformance control and well killing |
-
2018
- 2018-10-17 RU RU2018136703A patent/RU2705675C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2134345C1 (en) * | 1997-06-25 | 1999-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Hydrophobic emulsion for isolation of formation water inflow into well |
| RU2135754C1 (en) * | 1997-10-17 | 1999-08-27 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Composition for treating bottom zone of oil stratum and/or increasing oil recovery of stratum |
| RU2153576C1 (en) * | 2000-01-20 | 2000-07-27 | Закрытое акционерное общество научно-производственная фирма "БУРСИНТЕЗ" | Reverse emulsion for treating oil strata |
| RU2269375C1 (en) * | 2004-11-10 | 2006-02-10 | Закрытое акционерное общество "ПОЛИЭКС" | Emulsifier of invert emulsions used predominantly in petroleum production |
| RU2379326C1 (en) * | 2008-08-08 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment |
| RU2539484C1 (en) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Emulsion formulation for water suppression, conformance control and well killing |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МУСАБИРОВ М.Х. Технология обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин, Москва, ОАО ВНИИОЭНГ, 2002, с. 137. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797160C1 (en) * | 2022-08-26 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of the near-wellbore zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7893010B2 (en) | Composition and method for fluid recovery from well | |
| US8865632B1 (en) | Drag-reducing copolymer compositions | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| Sayed et al. | Effect of oil saturation on the flow of emulsified acids in carbonate rocks | |
| US10465109B2 (en) | Methods and materials for treating subterranean formations using a three-phase emulsion based fracturing fluid | |
| CN110467910B (en) | Oil displacement agent composition, preparation method thereof and viscosity-reducing huff and puff mining method of thick oil | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| AU2017408643B2 (en) | Methods and treatment fluids for microfracture creation and microproppant delivery in subterranean formations | |
| RU2705675C1 (en) | Hydrophobic emulsion | |
| CN109762543A (en) | A kind of heat-resistant salt-resistant is from Tackified emulsion work-in-progress control diversion agent and preparation method thereof | |
| US7475727B2 (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
| CA2641479C (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
| RU2208147C1 (en) | Method of interval acid treatment of bottomhole zone, mainly, of horizontal wells | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases | |
| RU2379326C1 (en) | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment | |
| US11124698B2 (en) | Acidizing and proppant transport with emulsified fluid | |
| WO2013050364A1 (en) | Method for extracting petroleum from an underground deposit | |
| RU2739777C1 (en) | Petroleum formation treatment method | |
| RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
| RU2736671C1 (en) | Blocking hydrophobic-emulsion solution with marble chips | |
| RU2817425C1 (en) | Method of limiting water influx into well | |
| US11306574B2 (en) | Nanoparticle-based stimulation fluid and methods of use in subterranean formations | |
| RU2434042C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs |