RU2717498C1 - Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин - Google Patents
Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2717498C1 RU2717498C1 RU2019124396A RU2019124396A RU2717498C1 RU 2717498 C1 RU2717498 C1 RU 2717498C1 RU 2019124396 A RU2019124396 A RU 2019124396A RU 2019124396 A RU2019124396 A RU 2019124396A RU 2717498 C1 RU2717498 C1 RU 2717498C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- calcium chloride
- solution
- water
- composition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 74
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title abstract description 19
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 title description 3
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 20
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 16
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 16
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims abstract description 14
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 6
- 150000005846 sugar alcohols Chemical class 0.000 claims description 11
- -1 fatty acid esters Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 4
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 3
- 150000002462 imidazolines Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 2
- 229920000962 poly(amidoamine) Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 claims description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 abstract description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 11
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 7
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 3
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001414 amino alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- OCYJXSUPZMNXEN-UHFFFAOYSA-N 2-amino-1-(4-nitrophenyl)propane-1,3-diol Chemical compound OCC(N)C(O)C1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 OCYJXSUPZMNXEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009435 amidation Effects 0.000 description 1
- 238000007112 amidation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000001246 colloidal dispersion Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к составам для ограничения водопритока в процессе ремонта нефтегазовых скважин, а также при выравнивании профиля притока добывающих скважин при закачке его в нагнетательную скважину и ликвидации поглощений промывочной жидкости при бурении скважин с использованием растворов на углеводородной основе (РУО). Селективный эмульсионный состав содержит углеводородную жидкость, раствор хлорида кальция, эфиры жирных кислот. При этом в качестве эфиров жирных кислот состав содержит смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта. При этом раствор хлорида кальция применяется в виде раствора с плотностью 1,06-1,32 г/см3. Дополнительно состав содержит олеиновую кислоту, прямую эмульсию, представляющую собой водную дисперсию коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена, стабилизированную ионными ПАВ, и мраморную крошку при следующем соотношении компонентов, мас. %: углеводородная жидкость 23,5-74,3; олеиновая кислота - 0,4-1,7; смесь модифицированных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта - 1,7-7,9; указанная прямая эмульсия - 1,6-15,8; мраморная крошка - 0,5-30,2; указанный раствор хлорида кальция - остальное. Техническим результатом является снижение проницаемости продуктивного коллектора по воде при сохранении селективных свойств за счет увеличения структурно-механических свойств во времени при контакте с водой, снижения размываемости и увеличения остаточного сопротивления движению воды в поровом пространстве коллектора. 2 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.
Description
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к составам для изоляции притока воды в скважину, используемым, преимущественно, при ограничении водопритока в процессе ремонта нефтегазовых скважин, а также при выравнивании профиля притока добывающих скважин при закачке его в нагнетательную скважину и ликвидации поглощений промывочной жидкости при бурении скважин с использованием растворов на углеводородной основе (РУО).
Известна гидрофобная эмульсия для изоляции водопритоков в нефтедобывающих скважинах (Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.И. Глущенко Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М: Наука, 1991), 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 эмульсия является неустойчивой в кислых и слабоминерализованных средах, а именно: в этих средах снижается ее вязкость и структурно-механические свойства.
Известна Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине (Патент РФ №2186959) содержащая в мас. %: углеводородную жидкость - 74-90; остатки кубовые при производстве аминов С17-С20 - 3-5; неорганическая соль алюминия - 2-4; вода - остальное.
Основным недостатком известной эмульсии является образование кислоты при гидролизе кислотообразующих солей алюминия. Образовавшаяся кислота способна реагировать с карбонатной породой, увеличивая проницаемость водонасыщенных пропластков, что снижает эффективность проводимых изоляционных работ. Снижение концентрации кислоты при взаимодействии с карбонатной породой приводит к снижению взаиморастворимости указанных кубовых остатков в углеводородной и водной фазах, повышению межфазного натяжения и, как следствие, к снижению стабильности эмульсии.
Наиболее близкой к предлагаемому техническому решению является гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину (Патент РФ №2134345), содержащая в мас. %: нефть 32,0-56,0; кубовые остатки производства аминов С17-С20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С17-С20 и остатков кубовых при производстве капролактама 1,0-4,0 и пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 - остальное.
Недостатком известной эмульсии являются низкие структурно-механические свойства, которые еще сильнее снижаются во времени, что приводит к размыванию эмульсионного барьера пластовыми водами и снижению эффективности проводимых изоляционных работ в высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах.
Также недостатком известной эмульсии является низкая устойчивость к слабоминерализованным водам. Полярные группы кубовых аминов и аминоспиртов, способные к взаимодействию с катионами и анионами электролитов водной фазы, повышают растворимость в воде и нефти и снижают межфазное натяжение. При взаимодействии со слабоминерализованными водами снижается растворимость в воде и нефти кубовых аминов и аминоспиртов, что приводит к низкой устойчивости известной эмульсии.
Низкое сродство аминов и нефти (амины растворяются в нефти при 40-45°С) затрудняет приготовление эмульсионного состава в промысловых условиях.
Техническим результатом заявляемого изобретения является придание эмульсионному составу способности снижать проницаемость продуктивного коллектора по воде при сохранении селективных свойств, за счет увеличения структурно-механических свойств во времени при контакте с водой, снижения размываемости и увеличения остаточного сопротивления движению воды в поровом пространстве коллектора.
Указанный технический результат достигается предлагаемым селективным эмульсионным составом для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин, содержащим углеводородную жидкость, раствор хлорида кальция, эфиры жирных кислот, при этом новым является то, что в качестве эфиров жирных кислот состав содержит смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта, при этом раствор хлорида кальция применяется в виде раствора с плотностью 1,06-1,32 г/см3, и дополнительно состав содержит олеиновую кислоту, прямую эмульсию, представляющую собой водную дисперсию коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена стабилизированную ионными ПАВ и мраморную крошку, при следующем соотношении компонентов мас %:
| - углеводородная жидкость | - 23,5-74,3 |
| - олеиновая кислота | -0,4-1,7 |
| - смесь модифицированных эфиров жирных кислот | |
| и многоатомного спирта | - 1,7 - 7,9 |
| - указанная прямая эмульсия | - 1,6-15,8, |
| - мраморную крошку | - 0,5-30,2 |
| - указанный раствор хлорида кальция | - остальное. |
В качестве углеводородной жидкости он содержит дизельное топливо, или минеральное и синтетическое масло, или безводную товарную нефть, или α-олефины, а также их различные сочетания.
Состав дополнительно содержит термостабилизирующую добавку в виде смеси азотсодержащих соединений, включающей амидоамины, имидазолины, полиамидоамины в количестве 2,0-4,0 мас %.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.
Благодаря введению в заявляемый эмульсионный состав прямой эмульсии, которая представляет собой водную дисперсию коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена, стабилизированную ионными ПАВ, улучшаются структурно-механические свойства предлагаемого эмульсионного состава при контакте с пластовыми водами, за счет протекания реакции коагуляции сополимеров стирола и/или бутадиена. Ионные ПАВ, образуя защитную оболочку вокруг частиц сополимеров стирола и/или бутадиена, стабилизируют глобулы прямой эмульсии от преждевременной коалесценсии.
Для регулирования роста структурно-механических свойств во времени и обеспечения селективного действия заявляемого состава при взаимодействии с пластовыми флюидами эмульсионный состав содержит олеиновую кислоту, которая дополнительно стабилизирует прямую эмульсию сополимеров стирола и/или бутадиена при взаимодействии с минерализованной пластовой водой. Низкое значение гидрофильно-липофильного баланса олеиновой кислоты позволяет повысить липофильность глобулы эмульсии, предотвращая самопроизвольное увеличение реологических характеристик.
Для агрегативной устойчивости состава в условиях высоких пластовых температур (выше 50°С) эмульсионный состав дополнительно содержит термостабилизирующую добавку, азотсодержащие молекулы которой образуют между собой (и молекулами эмульгатора) супрамолекулярные структуры.
В отличие от прототипа, заявляемый эмульсионный состав при взаимодействии с пластовой водой улучшает структурно-механические свойства не только за счет увеличения водной фазы (раствор хлорида кальция) в эмульсии, но и за счет коагуляции сополимеров стирола и/или бутадиена, скорость которой регулируется с помощью олеиновой кислоты, что позволяет увеличивать структурно-механические свойства эмульсии после ее закачки в пласт. Образующаяся структура коагулята сополимеров стирола и/или бутадиена в совокупности с его высокой адгезионной способностью позволяет удерживать предлагаемый эмульсионный состав в порах коллектора, образуя прочный водоизоляционный барьер.
При взаимодействии с нефтью структурно-механические свойства исходной эмульсии снижаются за счет разжижения при увеличении содержания углеводородной жидкости, и коагуляция сополимеров прямой эмульсии не происходит. В результате заявляемый состав легко выносится из нефтенасыщенного пропластка.
Смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта совместно с олеиновой кислотой проявляют синэргетический эффект в части стабилизации водной дисперсии коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена.
Кроме того, состав устойчив в кислых средах за счет использования в рецептуре смеси модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта. После структурообразования эмульсии, за счет коагуляции сополимеров стирола и/или бутадиена, повышается ее устойчивость к кислым средам и размываемости пластовыми водами.
Таким образом, заявляемый эмульсионный состав обладает высокими структурно-механические свойствами и адгезией по отношению к горной породе при сохранении селективности, присущей эмульсионным составам.
Ввод в предлагаемый эмульсионный состав мраморной крошки, повышает его эффективность при использовании в высокопроницаемых коллекторах за счет кольматации порового пространства.
Для получения заявляемого эмульсионного состава использовали следующие реагенты:
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.
Пример 1. Для приготовления 400 г эмульсионного состава брали 104,5 г дизельного топлива и при перемешивании со скоростью 600 об/мин. на лабораторной мешалке последовательно добавляли Эмульверт (смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта) в количестве 7,6 г, олеиновую кислоту 2,1 г и реагент Инжель марки ВИ (прямая эмульсия) в количестве 7,6 г. После введения каждого реагента перемешивали в течении 15 минут. Далее медленно прибавляли 273,9 г раствора хлорида кальция плотностью 1,32 г/см3 (и, увеличив скорость вращения мешалки более 2000 об/мин, продолжали диспергирование в течение 20 минут, после чего вводили мраморную крошку в количестве 4,3 г. и перемешивали при той же скорости вращения в течение 5 минут.
В результате получили эмульсионный состав со следующим соотношением компонентов, мас. %.: углеводородная фаза - 26,1; олеиновая кислота - 0,5; смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта - 1,9; прямая эмульсия, представляющая собой водную дисперсию коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена стабилизированную ионными ПАВ-1,9; мраморная крошка 1,1; раствор хлорида кальция - 68,5.
Пример 2. Для приготовления 400 г эмульсионного состава брали 94 г дизельного топлива и при перемешивании со скоростью 600 об/мин. на лабораторной мешалке последовательно добавляли Эмульверт (смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта) в количестве 6,8 г, термостабилизирующую добавку 8 г, олеиновую кислоту 1,6 г и реагент Инжель марки ВИ (прямая эмульсия) в количестве 6,4 г. После введения каждого реагента перемешивали в течении 15 минут. Далее медленно прибавляли 281,2 г раствора хлорида кальция плотностью 1,32 г/см и, увеличив скорость вращения мешалки более 2000 об/мин, продолжали диспергирование в течение 20 минут, после чего вводили мраморную крошку в количестве 2 г. и перемешивали при той же скорости вращения в течение 5 минут.
В результате получили эмульсионный состав со следующим соотношением компонентов, мас. %.: углеводородная фаза - 23,5; ; смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта - 1,7; термостабилизирующая добавка - 2,0; олеиновая кислота - 0,4; прямая эмульсия, представляющая собой водную дисперсию коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена стабилизированную ионными ПАВ - 1,6; мраморная крошка 0,5; раствор хлорида кальция - 70,3.
Предлагаемые эмульсионные составы с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом (см. таблицу 1).
В качестве показателей свойств предлагаемого состава использовали следующие параметры: эффективная вязкость при скорости сдвига 5 с-1, прочность геля (10 сек), коэффициент консистенции, твердость, сила адгезии, эффективность изоляции порового пространства породы.
Вязкость состава, прочность геля и коэффициент консистенции определяли на вискозиметре модели 1100 производства OFITE (США).
Твердость и силу адгезии эмульсионного состава измеряли с использованием прибора Texture Analyser СТЗ производства Brookfield (США).
Эффективность изоляции порового пространства породы после закачки в него состава определяли с помощью лабораторной установки для определения фильтрационных и блокирующих характеристик технологических жидкостей и составов ПИК-ОФП/ЭП производства АО «ГеоЛогика» (Россия). Для приготовления насыпных моделей использовали пластовую воду (плотность ρ=1,18 г/см3, минерализация 273000 мг/дм3, общая жесткость 1200 мг-экв/дм3, рН=3) и нефть (плотность 0,83 г/см3, вязкость 5 мПа*с), и определяли проницаемость по воде и нефти.
В таблице 2 приведены свойства эмульсионного состава.
Добавление смеси модифицированных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта ниже заявляемого предела не позволяет получить устойчивую эмульсию с необходимыми структурно-механические свойствами для создания прочного водоизоляционного барьера, а более заявляемого предела экономически нецелесообразно, т.к. не влияет на качество эмульсии.
Недостаточное количество водной дисперсии коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена не позволяет получить необходимые структурно-механические свойства, избыточное количество (выше заявляемого предела) - увеличивает структурно-механические свойства, что приводит к увеличению давления при закачке эмульсии, что технологически неприемлемо.
Добавлении олеиновой кислоты в предлагаемый состав в количестве ниже заявляемого предела приводит к снижению стабильности прямой эмульсии сополимеров стирола и/или бутадиена и быстрому структурообразованию предлагаемого эмульсионного состава, а более заявляемого предела - не влияет на сроки структурообразования.
Введение в эмульсионный состав раствора хлорида кальция ниже заявленного приводит к низкой стабильности эмульсионного состава, а более высокая - не оказывает существенного влияния на качество эмульсионного состава. Выбор плотности раствора хлорида кальция в пределах 1,06-1,32 г/см3 обусловлено тем, что жесткость раствора хлористого кальция плотностью ниже 1,06 г/см3 приводит к низкой стабильности эмульсионного состава, а жесткость раствора хлористого кальция плотностью выше 1,32 г/см3 не оказывает существенного влияния на качество эмульсионного состава.
Введение мраморной крошки в недостаточном количестве не влияет на качество эмульсионного состава, а избыток - увеличивает структурно-механические свойства эмульсионного состава, что может привести к высоким давлениям закачки, что технологически неоправданно.
На основании проведенных сопоставительных опытов (таблица 2) можно сделать вывод о том, что использование рецептуры эмульсионного состава с заявленным количественным и качественным соотношением компонентов, по сравнению с известным, позволяет сохранить селективные свойства эмульсионного состава и в большей степени снизить проницаемость водонасыщенных поровых каналов пласта, за счет высоких структурно-механические свойств эмульсии и высокой адгезии к поверхности породы при контакте с пластовой водой.
Из таблицы 2 видно, что структурно-механические свойства предлагаемого эмульсионного состава изменяются в широком диапазоне. Твердость и сила адгезии предлагаемого эмульсионного состава значительно, более чем в 2 раза, превышают значения прототипа. Фильтрационные исследования также показали высокие значения фактора остаточного сопротивления и перепада давления при вызове притока по сравнению с прототипом (более чем в 7 раз и более чем в 2 раза соответственно).
Восстановление проницаемости по нефти находится в диапазоне 36-57%, что свидетельствует о наличии селективных свойств эмульсионного состава.
Данные факты указывают на возможность создания предлагаемым эмульсионным составом более прочного водоизоляционного барьера, способного выдерживать большие перепады давления, по сравнению с составом по прототипу, за счет увеличения структурно-механических свойств состава при контакте с водой и надежной кольматации порового пространства при сохранении селективных свойств.
Claims (4)
1. Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин, содержащий углеводородную жидкость, раствор хлорида кальция, эфиры жирных кислот, отличающийся тем, что в качестве эфиров жирных кислот состав содержит смесь модифицированных сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта, при этом раствор хлорида кальция применяется в виде раствора с плотностью 1,06-1,32 г/см3, и дополнительно состав содержит олеиновую кислоту, прямую эмульсию, представляющую собой водную дисперсию коллоидных частиц сополимеров стирола и/или бутадиена, стабилизированную ионными ПАВ, и мраморную крошку при следующем соотношении компонентов, мас. %:
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости он содержит дизельное топливо, или минеральное и синтетическое масло, или безводную товарную нефть, или α-олефины, a также их различные сочетания.
3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит термостабилизирующую добавку в виде смеси азотсодержащих соединений, включающей амидоамины, имидазолины, полиамидоамины, в количестве 2,0-4,0 мас. %.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124396A RU2717498C1 (ru) | 2019-07-29 | 2019-07-29 | Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124396A RU2717498C1 (ru) | 2019-07-29 | 2019-07-29 | Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2717498C1 true RU2717498C1 (ru) | 2020-03-24 |
Family
ID=69943291
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019124396A RU2717498C1 (ru) | 2019-07-29 | 2019-07-29 | Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2717498C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2134345C1 (ru) * | 1997-06-25 | 1999-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
| RU2381250C1 (ru) * | 2008-10-10 | 2010-02-10 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Состав, способ приготовления и применения инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов |
| 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 |
| RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
| RU2670307C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин |
-
2019
- 2019-07-29 RU RU2019124396A patent/RU2717498C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2134345C1 (ru) * | 1997-06-25 | 1999-08-10 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
| RU2381250C1 (ru) * | 2008-10-10 | 2010-02-10 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Состав, способ приготовления и применения инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов |
| 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 |
| RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
| RU2670307C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2062864C1 (ru) | Способ обработки подземной нефтеносной формации, имеющей область более высокой проницаемости и область более низкой проницаемости | |
| SU1419527A3 (ru) | Способ извлечени нефти из нефтеносных подземных пластов | |
| CN102952531B (zh) | 一种海上油田驱油用表面活性剂及其制备方法 | |
| WO2010010325A1 (en) | Method of carrying out a wellbore operation | |
| US4013569A (en) | Aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates | |
| EP0181915A1 (en) | SURFACE ACTIVE COMPOSITIONS FOR DAMPFFLUX. | |
| CN105385428A (zh) | 一种适用于高矿化度地层的乳液型自适应调堵剂及其制备方法 | |
| US4318816A (en) | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery method using stabilized surfactant solution | |
| US3578781A (en) | Clay treating and oil-wetting dispersion and method of use thereof | |
| RU2717498C1 (ru) | Селективный эмульсионный состав для водоизоляции и выравнивания профиля притока добывающих скважин | |
| RU2660967C1 (ru) | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии | |
| US4203491A (en) | Chemical flood oil recovery with highly saline reservoir water | |
| RU2279462C1 (ru) | Жидкость глушения нефтегазовой скважины | |
| RU2397195C1 (ru) | Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину | |
| RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| CN104694106B (zh) | 一种适合于弱碱三元复合驱油用磺酸盐表面活性剂及应用 | |
| AU2018342586B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2134345C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2742089C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) | |
| RU2186959C1 (ru) | Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| EP3615632A1 (en) | Novel water-in-oil hydraulic fracturing fluid and method of using such | |
| RU2332439C2 (ru) | Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2244809C2 (ru) | Состав для извлечения нефти |