RU2720715C1 - Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта - Google Patents
Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720715C1 RU2720715C1 RU2019130819A RU2019130819A RU2720715C1 RU 2720715 C1 RU2720715 C1 RU 2720715C1 RU 2019130819 A RU2019130819 A RU 2019130819A RU 2019130819 A RU2019130819 A RU 2019130819A RU 2720715 C1 RU2720715 C1 RU 2720715C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- hydrophobic emulsion
- emulsifier
- oil
- hydrochloric acid
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General 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)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения глубины проникновения гидрофобной эмульсии вглубь пласта, замедления скорости реакции микроглобул кислоты в эмульсии с породой пласта, отмыва пленки нефти, насыщенной асфальтено-смолистыми веществами, с поровой поверхности пласта и регулирования реологических параметров гидрофобной эмульсии во времени. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта содержит, мас. %: растворитель Синтасол или Нефрас-С2-80/120 15–35; эмульгатор Эксимол 3–5; 10–15 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты остальное. 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки прискважинной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.
Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта (патент RU № 2288358, МПК E21B 43/27, опубл. 27.11.2006 в бюл. № 33), содержащая соляную кислоту, углеводородный растворитель и эмульгатор. В качестве соляной кислоты гидрофобная эмульсия содержит 24 %-ную соляную кислоту, в качестве углеводородного растворителя – дизтопливо, в качестве эмульгатора – нефть с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15–20 %. В эмульсии соотношение растворитель/соляная кислота - 25–35% / 65–75%.
Данная гидрофобная эмульсия недостаточно эффективна вследствие непостоянства реологических свойств образующихся эмульсий по причине непостоянства состава и концентрации стабилизирующих асфальтено-смолистых веществ нефти.
Известна гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта (патент RU № 2255215, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.2005 в бюл. № 18), содержащая углеводородную жидкость, эмульгатор, 10 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты. В качестве эмульгатора гидрофобная эмульсия содержит маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701. Вместо 10 %-ного водного раствора ингибированной соляной кислоты гидрофобная эмульсия может содержать 10 %-ный водный раствор глинокислоты или 1–10 %-ный водный раствор хлористого кальция или хлористого натрия. При следующих соотношениях компонентов, мас %: углеводородная жидкость – 26,0–40,0, маслорастворимый азотсодержащий эмульгатор Сонкор-9601 или Сонкор-9701 – 0,4–5,0, 10 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты или глинокислоты или 1–10 %-ный водный раствор хлористого кальция или хлористого натрия – остальное.
Известная гидрофобная эмульсия характеризуется повышенной плотностью и недостаточной агрегативной стабильностью, что снижает ее проникающую способность в пласт и препятствует обработке удаленных от скважины интервалов пласта.
Известна кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта (патент RU № 2525399, МПК E21B 43/27, опубл. 20.07.2014 в бюл. № 20), содержащая растворитель, эмульгатор, соляную кислоту. В качестве растворителя гидрофобная эмульсия содержит реагент ИТПС-010К, в качестве эмульгатора – реагент ИТПС-804Э, в качестве соляной кислоты – ингибированную соляную кислоту по ТУ 2458-264-05765670-99 с изм.1, ТУ 2112-131-05807960-97 10-25%-ной концентрации, ГОСТ 857-95 при следующих соотношениях компонентов, мас %: реагент ИТПС-010К – 13,0–27,7, реагент ИТПС-804Э – 4,5–10,0, ингибированную соляную кислоту 10-25%-ной концентрации – остальное.
Известная кислотная эмульсия нестабильна при приготовлении из-за применяемого методического подхода - предварительного перемешивания эмульгатора с кислотой с последующим добавлением растворителя, из-за этого обладает недостаточной величиной замедления скорости реакции кислоты с породой пласта (замедление от 15 до 23 раз по сравнению с соляной кислотой).
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта (патент RU № 2304710, МПК E21B 43/27, опубл. 20.08.2007 в бюл. № 23), содержащая растворитель, эмульгатор, водный раствор ингибированной соляной кислоты. В качестве растворителя гидрофобная эмульсия содержит растворитель парафинов нефтяной (дистиллят), в качестве эмульгатора – эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве водного раствора ингибированной соляной кислоты – 22–24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты. При следующих соотношениях компонентов, мас. %: растворитель парафинов нефтяной – 40–42, эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» – 5–8, 22–24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты – остальное.
Приготовление гидрофобной эмульсии в емкости осуществляют перемешиванием растворителя, эмульгатора, водного раствора соляной кислоты. В описании не приводится пооперационная методика приготовления эмульсии. Видимо, в емкость заливают растворитель, эмульгатор, соляную кислоту и насосным агрегатом перемешивают смесь компонентов до получения однородной гидрофобной эмульсии.
Недостатком гидрофобной эмульсии является небольшая глубина проникновения гидрофобной эмульсии в глубь пласта из-за недостаточно низкой скорости растворения породы пласта и нестабильности реологических параметров во времени, а также недостаточного отмыва пленки нефти, насыщенную асфальтено-смолистыми веществами (АСВ), с поверхности поровых каналов пласта.
Недостаточный отмыв пленки нефти, насыщенной АСВ, происходит в следствие низкой отмывающей способности растворителя, вызванной малой концентрацией ароматических углеводородов в составе растворителя, которые наиболее активные по отношению к АСВ.
Нестабильность реологических параметров во времени, вызванная применением данного эмульгатора, приводит к нестабильности вязкости и характеризуется относительно низкими величинами – 50–100 мПа⋅с, при этом, глобулы кислоты в гидрофобной эмульсии относительно большие – от 10 до 25–30 мкм.
Совокупное действие компонентов гидрофобной эмульсии приводит к быстрому разрушению гидрофобной эмульсии по мере начала движения по поровым каналам пласта с выделением капель свободной кислоты (дисперсность не обеспечивает фильтрацию (проникновение) крупных глобул кислоты по порам и микротрещинам пласта с характерным диаметром каналов соизмеримых с диаметром глобул), которая реагирует с породой непосредственно в призабойной зоне пласта, на расстоянии в масштабе первых десятках см (максимум 50–70 см) от стенки скважины, что показали модельные эксперименты с карбонатной породой пласта.
Технической задачей изобретения является разработка гидрофобной эмульсии для повышения эффективности обработки карбонатного нефтяного пласта за счет увеличения глубины проникновения гидрофобной эмульсии в глубь пласта, в следствие кратного (на порядок) замедления скорости реакции микроглобул кислоты в эмульсии с породой пласта, отмыва пленки нефти, насыщенной асфальтено-смолистыми веществами, с поровой поверхности пласта и регулирования реологических параметров гидрофобной эмульсии во времени.
Техническая задача решается гидрофобной эмульсией для обработки карбонатного нефтяного пласта, содержащей растворитель, эмульгатор, водный раствор ингибированной соляной кислоты.
Новым является то, что в качестве растворителя гидрофобная эмульсия содержит Синтасол или Нефрас-С2-80/120, в качестве эмульгатора – реагент Эксимол, в качестве водного раствора ингибированной соляной кислоты – 10–15 %-ый водный раствор ингибированной соляной кислоты при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| растворитель Синтасол или Нефрас-С2-80/120 | 15–35 |
| эмульгатор Эксимол | 3–5 |
| 10–15 %-ый водный раствор ингибированной | |
| соляной кислоты | остальное |
Компоненты, применяемые в заявляемой гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта:
растворитель Синтасол представляет собой сбалансированную смесь ароматических и предельных и непредельных алифатических углеводородов с добавлением ПАВ-диспергаторов асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Основными компонентами являются: метилбензол – 20–30 %; этилбензол – 10–40 %; алкилС10-13(производные)бензола – 30–40 %. Растворитель Синтасол обладает физико-химическими свойствами: по внешнему виду – однородная подвижная жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета; плотность при 20 оС 0,69 г/см3; температура застывания не выше 50 °С. Выпускается по паспорту безопасности химической продукции РПБ № 91222887.24.45955;
растворитель Нефрас-С2-80/120 представляет собой узкие фракции деароматизированного бензина каталитического риформинга, причём углеводородный состав бензина-растворителя – смесь парафиновых и нафтеновых углеводородов. Растворитель Нефрас-С2-80/120 обладает следующими физико-химическими свойствами: по внешнему виду – однородная подвижная жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета; плотность при 20 оС 0,70 г/см3; температура начала кипения не ниже 80 оС; 98 % перегоняется при температуре не выше 110 оС. Выпускается по паспорту безопасности химической продукции РПБ № 44905015-02-23606.
Применение в качестве растворителя любого из указанных приводит к одному техническому результату.
эмульгатор обратных эмульсий Эксимол представляет собой смесь соединений в органическом растворителе. Основными компонентами являются: жирные кислоты таллового масла – 40–60 %; три(2-гидроксиэтил)амин – 10–20 %; керосин – 40–50 %. Эмульгатор Эксимол обладает следующими физико-химическими свойствами: внешний вид – жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета; плотность 0,8 г/см3; массовая доля активной основы не менее 30 %. Выпускается по ТУ 2413-005-91222887-12, паспорту безопасности химической продукции РПБ № 91222887.20.45526.
Ингибированная соляная кислота выпускается по ТУ 2122-066-5350122-2007 с изм. 1, 2 или ТУ 2458-526-05763441-2010 с изм. 1, 2.
Сущность изобретения состоит в том, что создана гидрофобная эмульсия для обработки карбонатных пород пласта в нефтедобывающих скважинах, независимо от разнопроницаемых прослоев пласта. Предлагаемая гидрофобная эмульсия представляет собой эмульсию обратного типа (глобулы кислоты мельчайшего размера диспергированы в растворителе и стабилизированы эмульгатором), и поэтому эмульсия имеет пониженную коррозионную агрессивность. Найденные компоненты и совокупность компонентно-рецептурных соотношений гидрофобной эмульсии придают ей качественно новые свойства – кратное увеличение глубины проникновения в породу пласта, осуществление транспорта активной кислоты в эмульсии в более глубокие интервалы породы пласта, обеспечение эффекта замедления скорости реакции гидрофобной эмульсии. Скорость реакции гидрофобной эмульсии замедляется в 200–250 раз по сравнению с 15 %-ым водным раствором ингибированной соляной кислоты. Известные решения (в том числе и наиболее близкий аналог) характеризуются замедлением в 20–25 раз по сравнению с 15 %-ым водным раствором ингибированной соляной кислоты.
Растворитель эффективно растворяет пленку нефти, насыщенной АСВ, обволакивающую поровую поверхность породы пласта, что усиливает эффект повышения проницаемости породы в призабойной зоне пласта (увеличивается приток нефти к забою скважины). Эмульгатор влияет на реологические характеристики и стабильность гиброфобной эмульсии. Выбранный диапазон концентрации ингибированной соляной кислоты также придаёт эмульсии необходимые значения вязкости, стабильности, скорости замедления реакции с карбонатной породой.
Методика приготовления обеспечивает повышенную агрегативную стабильность гидрофобной эмульсии во времени, постоянство вязкостных и микроструктурных свойств, – диапазон дисперсности более стабильный и узкий, а характерная степень дисперсности – диаметр глобул кислоты в эмульсии, характеризуется как микроэмульсия (от 1 до 10 мкм). Такое видоизменение (структурное преобразование) гидрофобной эмульсии происходит за счет подобранных компонентов, компонентно-рецептурного соотношения и модифицированной методики приготовления.
Методика приготовления заявляемой гидрофобной эмульсии отличается от описанных в аналогах и прототипе: на первой стадии эмульгатор дозируется в растворителе при скорости и интенсивности перемешивания 600 об/мин, далее в динамическом режиме дозируется водный раствор ингибированной соляной кислоты порциями, равными 5-10 % от общего объема кислоты, а также при увеличении скорости до 1200 об/мин и интенсивном перемешивании компонентов во времени, достаточном для диспергирования кислоты в гидрофобной эмульсии в глобулы размером от 1 до 10 мкм.
Другим отличительным признаком разработанной гидрофобной эмульсией является установленный микродисперсионный механизм обработки пористых, разнопроницаемых материалов пласта. По относительно высокопроницаемым поровым каналам (трещинам и микротрещинам) движется и глубоко проникает в пласт гидрофобная эмульсия, т.к. ее дисперсные характеристики эмульгированных глобул находятся в диапазоне от 1 до 10 мкм; эти размеры глобул как минимум в 3–5 раз меньше характерных размеров трещин и микротрещин пласта, такое соотношение дисперсий к диаметрам каналов обеспечивает их прохождение в глубь пласта. Гидрофобная эмульсия с дисперсностью от 1 до 5 мкм движется в относительно малых поровых каналах и обеспечивает транспорт кислоты глубоко по малопроницаемому паласту и ее обработку по глубине. Таким образом, заявляемая гидрофобная эмульсия обеспечивает доставку кислоты в глубинные интервалы пласта в автоматическом (по механизму движения) режиме независимо от разнопроницаемых пропластков.
Рецептуры гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта представлены в табл. 1.
В лабораторных условиях гидрофобную эмульсию для обработки карбонатного нефтяного пласта в объеме 100 г готовят следующим образом.
В мерный стакан объемом 200 мл вводится растворитель Синтасол 15 г (15 мас %), эмульгатор Эксимол 4 г (4 мас %). Раствор растворителя и эмульгатора перемешивают при комнатной температуре на лопастной мешалке IKA EUROSTAR со скоростью 900–1000 мин-1 до достижения однородности раствора за 5–10 мин (два компонента взаиморастворимы). Затем в перемешивающийся раствор растворителя и эмульгатора по 8–10 г вводится 10 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 81 г (81 мас %). Процесс перемешивания (эмульгирования) продолжают до получения однородной эмульсии светло-желтого (кремового) цвета с характерной вязкостью. Время перемешивания до готовности гидрофобной эмульсии составляет 18–20 мин (определено экспериментально) (табл. 1, пример 1).
Остальные гидрофобные эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта по табл. 1 готовят аналогично (примеры 2–20). В примере 21 вместо эмульгатора Эксимол вводили эмульгатор Ялан-Э-1. Пример 22 готовили согласно описания патента № 2304710: смешивали дисперсионную среду (дистиллят) – 40 г (40 мас %), эмульгатор Ялан-Э-1 – 7 г (7 мас %), 24 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты– 53 г (24 мас %).
В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства и параметры гидрофобных эмульсий:
- агрегативная стабильность во времени в статике;
- показатель электростабильность, по типовому прибору ТЭЭ-01Ц;
- растворяющая способность карбонатной породы по общепринятой гравиметрической методике (скорость реакции);
- дисперсность на микроскопе БИОМЕД-6;
- динамическая (эффективная) вязкость по прибору Реотест-РН;
- степень отмыва пленки нефти совместно с АСВ с поверхности кернового материала.
Результаты испытаний гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта представлены в табл. 2.
Для определения степени отмыва пленки нефти, насыщенной АСВ, в нативную свежеотобранную скважинную нефть помещали образцы керна на 1 сут, затем образцы высушивали в течение 1 сут для образования твердой пленки нефти, насыщенной АСВ, на кернах, взвешивали, затем эти керны помещали в гидрофобную эмульсию. Через 5 мин фиксировали степень отмыва пленки нефти с АСВ от поверхности кернов путем повторного взвешивания. Таким образом гравиметрическим методом определяли степень отмыва пленки нефти, насыщенной АСВ, с кернового материала.
Скорость растворения (растворяющую способность) гидрофобной эмульсии по карбонату оценивали гравиметрическим методом на естественных кернах, при котором кубик кернового материала с определенной площадью и массой помещали в испытуемую гидрофобную эмульсию. По изменению массы за фиксированное время определяли скорость растворения карбонатного материала. Сравнивали с показателем скорости растворения 15 %-ым водным раствором ингибированной соляной кислоты, равной 2,9952 г/мин на аналогичном керновом материале (геометрические размеры всех кубиков были в опытах одинаковые).
Агрегативная стабильность гидрофобной эмульсии определяли временем начала выделения кислоты (как отдельной фазы) из эмульсии и полного выделения кислоты, что фиксировалось визуально.
Таблица 1 – Рецептуры гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта и гидрофобной эмульсии по наиболее близкому аналогу.
| № п/п | Растворитель | Эмульгатор | Водный раствор ингибированной соляной кислоты | |||
| Марка | Содержание, мас. % | Марка | Содержание, мас. % | Концентрация, % | Содержание, мас. % | |
| Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта | ||||||
| 1 | Синтасол | 15 | Эксимол | 4 | 10 | 81 |
| 2 | Синтасол | 35 | Эксимол | 4 | 15 | 61 |
| 3 | Синтасол | 20 | Эксимол | 5 | 12 | 75 |
| 4 | Синтасол | 25 | Эксимол | 3 | 14 | 72 |
| 5 | Нефрас | 15 | Эксимол | 3 | 10 | 82 |
| 6 | Нефрас | 35 | Эксимол | 5 | 15 | 60 |
| 7 | Нефрас | 24 | Эксимол | 4 | 13 | 72 |
| 8 | Нефрас | 21 | Эксимол | 5 | 15 | 74 |
| 9 | Синтасол | 14 | Эксимол | 3 | 15 | 83 |
| 10 | Синтасол | 36 | Эксимол | 4 | 15 | 60 |
| 11 | Нефрас | 14 | Эксимол | 5 | 14 | 81 |
| 12 | Нефрас | 36 | Эксимол | 4 | 13 | 60 |
| 13 | Синтасол | 15 | Эксимол | 2 | 15 | 83 |
| 14 | Синтасол | 20 | Эксимол | 6 | 14 | 74 |
| 15 | Нефрас | 35 | Эксимол | 2 | 15 | 63 |
| 16 | Нефрас | 26 | Эксимол | 6 | 14 | 68 |
| 17 | Нефрас | 16 | Эксимол | 5 | 9 | 79 |
| 18 | Синтасол | 17 | Эксимол | 4 | 16 | 79 |
| 19 | Нефрас | 34 | Эксимол | 5 | 8 | 61 |
| 20 | Синтасол | 33 | Эксимол | 4 | 20 | 63 |
| 21 | Нефрас | 20 | Ялан-Э-1 | 5 | 15 | 75 |
| Гидрофобная эмульсия по наиболее близкому аналогу | ||||||
| 22 | Дистилят | 40 | Ялан-Э-1 | 7 | 24 | 53 |
Таблица 2 – Результаты испытаний гидрофобной эмульсии для обработки карбонатного нефтяного пласта и гидрофобной эмульсии по наиболее близкому аналогу.
| № п/п | Растворяющая способность карбонатной породы, г/мин |
Агрегативная стабильность, час | Электростабильность, В | Дисперсность, мкм | Замедление скорости реакции эмульсии по карбонату в сравнении с 15 %-ной ингибированной соляной кислотой, раз | Вязкость эффективная, мПас, (при скорости сдвига 40-80 с-1) | Степень отмыва пленки нефти с АСВ с кернового материала, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 0,0117 | 20-30 | 68 | 1-10 | 251 | 2350-2100 | 91 |
| 2 | 0,0148 | 23-32 | 69 | 1-9 | 202 | 635-442 | 97 |
| 3 | 0,0128 | 24-36 | 81 | 1-8 | 234 | 700-450 | 93 |
| 4 | 0,0140 | 22-35 | 65 | 2-10 | 213 | 1100-890 | 94 |
| 5 | 0,0123 | 24-35 | 64 | 2-9 | 244 | 2100-1780 | 89 |
| 6 | 0,0131 | 26-36 | 74 | 0,5-9 | 229 | 980-760 | 98 |
| 7 | 0,0121 | 21-32 | 70 | 1-9 | 247 | 870-560 | 89 |
| 8 | 0,0105 | 24-30 | 76 | 0,5-9 | 201 | 625-474 | 93 |
| 9 | 0,0158 | 12-16 | 45 | 3-13 | 190 | 3500-3000 | 78 |
| 10 | 0,021 | 13-18 | 44 | 4-17 | 150 | 2000-1790 | 94 |
| 11 | 0,065 | 12-18 | 43 | 3-15 | 185 | 1980-1780 | 79 |
| 12 | 0,022 | 13-18 | 45 | 3-16 | 148 | 1790-1450 | 95 |
| 13 | 0,041 | 10-16 | 8 | 8-25 | 79 | 1240-989 | 71 |
| 14 | 0,0128 | 24-36 | 80 | 1-8 | 232 | 710-440 | 83 |
| 15 | 0,036 | 9-14 | 10 | 10-26 | 83 | 1100-980 | 82 |
| 16 | 0,0129 | 22-32 | 78 | 1-8 | 231 | 560-430 | 80 |
| 17 | 0,0101 | 23-28 | 44 | 2-12 | 161 | 1200-1020 | 73 |
| 18 | 0,01 | 12-16 | 19 | 3-15 | 30 | 78-57 | 74 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 19 | 0,017 | 22-26 | 42 | 4-16 | 167 | 780-560 | 82 |
| 20 | 0,13 | 9-14 | 15 | 6-25 | 23 | 79-51 | 81 |
| 21 | 0,115 | 8-16 | 17 | 7-18 | 26 | 99-59 | 67 |
| Гидрофобная эмульсия по наиболее близкому аналогу | |||||||
| 22 | 0,12 | 16-23 | 35 | 10-25 | 25 | 89-56 | 64 |
В табл. 2 номера результатов соответствуют номерам рецептур в табл. 1 и соответственно в табл. 2 приведены результаты для данных рецептур. По результатам, приведенным в табл. 2 видно, что заявляемая гидрофобная эмульсия (обладает более высокими значениями вязкости, замедленной скоростью реагирования с карбонатной породой, эффективным диспергированием, большим временем жизни и электростабильностью, а также эффективным отмывом пленки нефти с АСВ по сравнению с наиболее близким аналогом.
Результаты исследований показали оптимальность содержания компонентов заявляемой гидрофобной эмульсии в указанных пределах. При увеличении содержания растворителя в эмульсии (табл. 1, 2, примеры 10, 12) снижается агрегативная стабильность и электростабильность. При уменьшении содержания растворителя (табл. 1, 2, примеры 9, 11) увеличивается вязкость, снижается отмыв нефти с АСВ, изменяется дисперсность, стабильность также снижается. Снижение количества эмульгатора Эксимола ниже 3 мас. % в эмульсии (табл. 1, 2, примеры 13, 15) наблюдается снижение агрегативной стабильности и электростабильности, увеличиваются размеры глобул кислоты, замедление реакции и отмыв нефти с АСВ снижаются (до 79–83 раза и 71–82 % соответственно). А увеличение количества эмульгатора до 6 мас. % (табл. 1, 2, примеры 14, 16) не приводит к росту показателей (стабилизация параметров на одном уровне). При снижении концентрации ингибированной соляной кислоты менее 10 % (табл. 1, 2, примеры 17, 19) приводит к снижению растворяющей способности гидрофобной эмульсии. Увеличение концентрации ингибированной соляной кислоты более 15 % (табл. 1, 2, примеры 18, 20) приводит к снижению агрегативной стабильности, электростабильности, к увеличению скорости реагирования, вязкость эмульсии резко снижается (до 57–79 мПас). Замена эмульгатора эксимола на Ялан-Э-1 (табл. 1, 2, пример 21) резко снижаются все физико-химические параметры эмульсии (агрегативная стабильность снижается до 8–16 ч, дисперсность становится хуже (10–25 мкм), электростабильность падает до 17 В, вязкость также снижается.
Таким образом, заявляемая эмульсия с конкретными компонентным и концентрационным диапазонами компонентов характеризуется оптимальным комплексом физико-химических показателей, по сравнению с наиболее близким аналогом. Заявляемая гидрофобная эмульсия обладает большей величиной замедления скорости реакции с карбонатами (на порядок по сравнению с известными техническими решениями), а также высокой степенью агрегативной стабильности, оптимальным диапазоном дисперсности (от 1 до 10 мкм), широким диапазоном регулирования вязкости и отмывающими свойствами нефти с АСВ.
Предлагаемая гидрофобная эмульсия обладает новым свойством – более эффективно, на качественно большую глубину транспортировать глобулы ингибированной соляной кислоты, лучше отмывать пленку нефти, насыщенную АСВ, с породы пласта.
Это обусловливает высокую технико-экономическую эффективность применения предлагаемой гидрофобной эмульсии для увеличения производительности нефтедобывающих скважин в неоднородных порово-трещинных карбонатных пластах. Таким образом, предлагаемое техническое решение при широком внедрении в нефтегазодобывающую отрасль промышленности принесет существенную прибыль за счет качественного выполнения своих непосредственных функций по увеличению глубины и эффективности кислотной обработки пластов с целью интенсификации добычи углеводородов.
Claims (2)
- Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта, содержащая растворитель, эмульгатор, водный раствор ингибированной соляной кислоты, отличающаяся тем, что в качестве растворителя гидрофобная эмульсия содержит Синтасол или Нефрас-С2-80/120, в качестве эмульгатора – реагент Эксимол, в качестве водного раствора ингибированной соляной кислоты – 10–15 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
растворитель Синтасол или Нефрас-С2-80/120 15–35 эмульгатор Эксимол 3–5 10–15 %-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130819A RU2720715C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019130819A RU2720715C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720715C1 true RU2720715C1 (ru) | 2020-05-13 |
Family
ID=70735420
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019130819A RU2720715C1 (ru) | 2019-09-30 | 2019-09-30 | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720715C1 (ru) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| EA007853B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи |
| RU2304710C1 (ru) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2495075C1 (ru) * | 2012-04-18 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2525399C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2620685C1 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-05-29 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
| RU2625129C1 (ru) * | 2016-06-01 | 2017-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
-
2019
- 2019-09-30 RU RU2019130819A patent/RU2720715C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
| EA007853B1 (ru) * | 2000-05-03 | 2007-02-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Жидкости для обработки скважин, содержащие хелатообразователи |
| RU2304710C1 (ru) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2495075C1 (ru) * | 2012-04-18 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Кислотный состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2525399C1 (ru) * | 2013-09-17 | 2014-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2620685C1 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-05-29 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта |
| RU2625129C1 (ru) * | 2016-06-01 | 2017-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Кислотная эмульсия для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2142498C1 (ru) | Стабильная эмульсия, способ ее получения и поверхностно-активная добавка для ее приготовления | |
| RU2336291C1 (ru) | Эмульгатор-стабилизатор инвертных эмульсий и способ приготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора на его основе | |
| US4775489A (en) | Self-breaking foamed oil in water emulsion for stimulation of wells blocked by paraffinic deposits | |
| CN107794019B (zh) | 一种控制原油乳化程度的复合驱油剂及其应用 | |
| MXPA05002817A (es) | Sistema de emulsion asistido por fibra. | |
| MX2014008749A (es) | Un fluido de perforacion que contiene un tensoactivo que tiene un punto de ebullicion alto y un grupo de cola con cadena larga. | |
| US4261812A (en) | Emulsion breaking process | |
| US4517102A (en) | Method of breaking an emulsion and an emulsion-emulsion breaker composition | |
| RU2720715C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного нефтяного пласта | |
| WO1994013397A1 (en) | Chemical dispersant for oil spills | |
| US4318816A (en) | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery method using stabilized surfactant solution | |
| CN107459979B (zh) | 一种钻井液用油基微乳封堵剂及其制备方法 | |
| RU2494245C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2255215C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| CN1031776C (zh) | 稻田除草剂 | |
| CA1177239A (en) | Stabilizing clay soil with dry chemical mixtures | |
| RU2501943C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| CA1177240A (en) | Stabilizing clay soil with dry hydroxy-aluminum | |
| RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
| RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
| RU2381250C1 (ru) | Состав, способ приготовления и применения инвертной микроэмульсии для обработки нефтяных пластов | |
| RU2342419C1 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов | |
| RU2754171C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| RU2379326C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов | |
| RU2359002C1 (ru) | Способ приготовления обратной эмульсии для технологий глушения и интенсификации нефтегазовых скважин |