RU2736671C1 - Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой - Google Patents

Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой Download PDF

Info

Publication number
RU2736671C1
RU2736671C1 RU2020116359A RU2020116359A RU2736671C1 RU 2736671 C1 RU2736671 C1 RU 2736671C1 RU 2020116359 A RU2020116359 A RU 2020116359A RU 2020116359 A RU2020116359 A RU 2020116359A RU 2736671 C1 RU2736671 C1 RU 2736671C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
emulsifier
mineralized
yalan
phase
blocking
Prior art date
Application number
RU2020116359A
Other languages
English (en)
Inventor
Шамиль Расихович Исламов
Дмитрий Владимирович Мардашов
Original Assignee
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет»
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» filed Critical федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет»
Priority to RU2020116359A priority Critical patent/RU2736671C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2736671C1 publication Critical patent/RU2736671C1/ru

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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • 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
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • 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
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds

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)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при заканчивании скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов скважин. Техническим результатом является повышение термостабильности и седиментационной устойчивости блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора при возможности регулирования его плотности и реологических свойств, сохранении фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта и предотвращении поглощения жидкости глушения. Технический результат достигается тем, что раствор дополнительно содержит мраморную крошку фракции от 0,2 до 2 мм, при этом использован эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2, при определенном соотношении компонентов. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при заканчивании скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов скважин на месторождениях с трещинно-поровым типом коллектора в условиях аномально низких пластовых давлений и высоких температур.
Известна эмульсия для глушения скважин (Патент РФ №2168003, опубликован 27.05.2001), включающая углеводородную жидкость – газовый конденсат, эмульгатор – конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ), хлористый кальций, химически осажденный мел (ХОМ), воду, кальцинированную соду и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%: газовый конденсат от 28,0 до 35,0; КССБ от 7 до 12; хлористый кальций от 18,0 до 24,0; кальцинированная сода от 1,0 до 3,0; карбамид от 0,5 до 1,5; ХОМ от 1 до 3; вода – остальное.
Недостатком известного состава эмульсии является ее низкая стабильность при пластовых температурах более 60-80°C, поскольку в качестве эмульгатора используется конденсированная сульфит-спиртовая барда, не обладающая высокими эмульгирующими свойствами. Кроме того, наличие в составе эмульсии химически осажденного мела приводит к необходимости проведения кислотной обработки призабойной зоны пласта после глушения скважины. Недостатком также является наличие большого количества используемых компонентов в составе эмульсии, что в промысловых условиях затрудняет процесс ее приготовления.
Известен эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (Патент РФ №2213762, опубликован 10.10.2003), включающий газоконденсат, эмульгатор – эмультал, наполнитель – алюмосиликатные микросферы (АСМ), минерализованную воду, при этом в качестве термостабилизатора использована гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, мас.%: газоконденсат от 25,0 до 30,0; эмультал от 4,5 до 5,0; АСМ от 15,0 до 20,0; ГКЖ-11Н от 2,5 до 3,0; минерализованная вода от 42,0 до 53,0.
Недостатком известного эмульсионного состава является высокая фильтрация в пластовых условиях и его низкая стабильность при пластовой температуре более 80 °C из-за повышенного отделения воды уже через сутки.
Известен инвертно-эмульсионный состав (Патент Канады № 3027510, опубликован 15.03.2018), содержащий (об.%): углеводородную фазу – нефть, керосин или дизельное топливо от 20,0 до 30,0; эмульгатор от 0,5 до 2,0; наполнитель – пропант от 10,0 до 30,0; водную фазу – пресная или минерализованная вода – остальное.
Недостатком данного состава является его низкие закупоривающие и коркообразующие свойства за счет высокой проводимости между гранулами пропанта, и, как следствие, последующая низкая эффективность глушения скважин, поскольку в условиях аномально низкого пластового давления происходит поглощение блокирующей жидкости, и в связи с этим ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.
Известен эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин (Патент РФ №2539484, опубликован 20.01.2015), содержащий (мас.%): углеводородную фазу – нефть, керосин или дизельное топливо от 2,0 до 25,0; эмульгатор – продукт взаимодействия жирных кислот типа R-COOH, где R=С5-С20 с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С4-С22, R′=С2-С4, n=0-2 и спиртовой раствор неионогенного ПАВ от 0,1 до 5,0; водную фазу – пресная или минерализованная вода – остальное.
Недостатком данного состава является его низкая стабильность при пластовой температуре более 80°C из-за повышенного отделения воды уже через сутки. Кроме того, данный состав не включает в себя минеральный наполнитель, который не позволяет блокировать фильтрацию жидкости глушения в пласт в условиях трещинно-порового коллектора и аномально низкого пластового давления.
Известна блокирующая жидкость «ЖГ-ИЭР-Т» (Патент РФ №2357997, опубликован 10.06.2009), принятая за прототип, содержащая (на 1 м3 жидкости): углеводородную фазу – нефть или дизельное топливо от 400 до 700 л; органофильную глину от 10 до 35 кг; эмульгатор – «МР» или нефтенол «НЗб» от 20 до 40 кг; гидрофобизатор «АБР» от 5 до 25 кг; минерализованную водную фазу от 300 до 600 л; регулятор фильтрации – мел от 25 до 60 кг.
Недостатком данного состава является низкая седиментационная устойчивость за счет выпадения мела в осадок, а также низкая эффективность последующего освоения скважины по причине кольматации призабойной зоны пласта, что приводит к необходимости проведения геолого-технических мероприятий по восстановлению продуктивности скважины.
Техническим результатом является повышение термостабильности и седиментационной устойчивости блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора при возможности регулирования его плотности и реологических свойств, сохранении фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта и предотвращении поглощения жидкости глушения.
Технический результат достигается тем, что раствор дополнительно содержит мраморную крошку фракции от 0,2 до 2 мм, при этом использован эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
углеводородная фаза – нефть или дизельное топливо от 4,6 до 12,2
эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 от 0,7 до 1,5
мраморная крошка фракции от 0,2 до 2 мм от 4,0 до 14,9
минерализованная водная фаза остальное.
В качестве минерализованной водной фазы использована вода, минерализованная хлоридом кальция. В качестве минерализованной водной фазы использована вода, минерализованная хлоридом натрия.
В соответствии с изобретением блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой представляет собой термостойкую эмульсионную систему, стабилизированную реагентом-эмульгатором. Основой блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора является минерализованная водная фаза, предназначенная для регулирования свойств раствора и активности водной фазы в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и условий залегания продуктивных пластов. В предпочтительном варианте выполнения изобретения используется пресная вода, минерализованная хлоридом кальция. В другом варианте может быть использована вода, минерализованная хлоридом натрия. Рекомендуемые максимальные концентрации солей хлорида кальция от 35 до 40 %, а хлорида натрия от 24 до 26 % при повышенных пластовых температурах от 80 до 100 ºC. Могут быть использованы соли хлорида кальция и хлорида натрия, выпускаемые, например, по ГОСТ 450-77 и ГОСТ 4233-77, соответственно.
В предложенном растворе углеводородная фаза - нефть или дизельное топливо используется в качестве дисперсионной среды. Наиболее рациональное содержание углеводородной фазы в растворе от 4,6 до 12,2 мас.%, в таком случае обеспечивается высокая стабильность раствора. При содержании углеводородной фазы в растворе менее 4,6 мас.% не происходит полное растворение эмульгатора в углеводородной фазе, а при более 12,2 мас.% стабильность раствора значительно снижается. В качестве углеводородной фазы может быть использована нефть или дизельное топливо, подготовленные, например, согласно ГОСТ Р 51858-2002 и ГОСТ 305-82, соответственно.
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами (выпускается по ТУ 2458-012-22657427-2000), в составе раствора обеспечивает высокую термостабильность и седиментационную устойчивость. Наиболее рациональное содержание эмульгатора «Ялан-Э-2» марки Б2 в растворе составляет от 0,7 до 1,5 мас.%, в таком случае раствор обладает высокой стабильностью. При содержании эмульгатора в растворе менее 0,7 мас.% снижается его термостабильность и седиментационная устойчивость, а при более 1,5 мас.% наблюдается рост межфазного натяжения.
Наиболее рациональное содержание мраморной крошки фракции от 0,2 до 2 мм в растворе составляет от 4,0 до 14,9 мас.%, что обеспечивает создание прочных блокирующих экранов у входа в трещины, предотвращающие поглощения раствора даже при повышенных репрессиях (8 МПа и более). При содержании мраморной крошки в растворе менее 4,0 мас.% снижаются блокирующие свойства раствора, а при более 14,9 мас.% снижается седиментационная устойчивость раствора. В растворе может быть использована мраморная крошка с фракцией от 0,2 до 2 мм, выпускаемая, например, по ТУ 5716-001-56390243-2015. Выбранный диапазон фракции мраморной крошки обеспечивает устойчивую блокировку трещины с раскрытостью до 2 мм. При использовании мраморной крошки фракции менее 0,2 мм на фильтрационной поверхности коллектора (на трещинах) не создаются сводовые перемычки, соответственно, в результате не происходит эффективное закупоривание устья пор (трещин) и не происходит образование достаточно прочного слоя дисперсных частиц, который мог бы препятствовать более глубокому проникновению в пласт не только твердой фазы, но и фильтрата раствора. Использование мраморной крошки фракции более 2 мм является технологически нецелесообразным, поскольку в таком случае происходит абразивный износ оборудования, что может привести к его поломке, а также к значительному снижению эффективности проведения процесса глушения скважин.
Для трещин раскрытостью до 0,5 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 4,0 мас.% и размером фракций от 0,2 до 0,5 мм.
Для трещин раскрытостью до 1,0 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 5,0 мас.% и размером фракций (2,5 мас.% от 0,2 до 0,5 мм и 2,5 мас.% от 0,5 до 1,0 мм).
Для трещин раскрытостью до 1,5 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 5,0 мас.% и размером фракций (2,5 мас.% от 0,2 до 0,5 мм и 2,5 мас.% от 1,0 до 1,5 мм).
Для трещин раскрытостью до 2,0 мм, рекомендуется использовать в блокирующем гидрофобно-эмульсионном растворе мраморную крошку с оптимальной концентрацией 12,0 мас.% и размером фракций (4,0 мас.% от 0,2 до 0,5 мм; 4,0 мас.% от 1,0 до 1,5 мм и 4,0 мас.% от 1,5 до 2,0 мм).
Выбранный состав блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора обеспечивает повышение термостабильности и седиментационной устойчивости раствора в течение 7 суток (средняя продолжительность глушения скважины) при пластовых температурах до 100°С, при возможности регулирования плотности и реологических свойств раствора и сохранении фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта и предотвращении поглощения жидкости глушения.
Приготовление блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора в лабораторных условиях осуществляют следующим образом. В углеводородную фазу - нефть или дизельное топливо дозируют эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2, после чего полученную смесь перемешивают при помощи лабораторной верхнеприводной мешалки в течение 5 минут с частотой 1000 об/мин. Затем в полученную смесь постепенно вводят воду, минерализованную хлоридом кальция или хлоридом натрия, в объеме, равном суммарному объему нефти и эмульгатора. Время перемешивания составляет 5 минут при 1000 об/мин. По истечении указанного времени порционно вводят остальную часть объема минерализованной воды в течение 2 минут при частоте вращения мешалки 1000 об/мин, затем полученную смесь перемешивают в течение 13 минут при частоте вращения мешалки 1500 об/мин. По истечении 15 минут после начала приготовления состава порциями добавляют мраморную крошку и полученную смесь перемешивают в течение 10 минут при частоте вращения мешалки 1500 об/мин.
Приготовление блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора в промысловых условиях осуществляют следующим образом. На цементировочном агрегате ЦА-320 готовят минерализованную воду путем растворения необходимого количества хлорида кальция или хлорида натрия. Во втором цементировочном агрегате ЦА-320 готовят углеводородную фазу - нефть или дизельное топливо путем перемешивания с расчетным количеством эмульгатора «Ялан-Э-2» марки Б2. После чего производят смешение нефти с минерализованной водой и полученную смесь перемешивают в течение 30 минут. Затем в полученную эмульсию вводят необходимое количество мраморной крошки, и продолжают перемешивание до 30 минут.
Состав поясняется следующими примерами. В приведенных примерах масса каждого из приготовленных растворов составила 100 гр.
Пример 1. В углеводородную фазу - нефть (4,6 мас.%) дозировали эмульгатор «Ялан-Э-2» марки Б2 (1,3 мас.%), после чего полученную смесь перемешивали с помощью лабораторной верхнеприводной мешалки в течение 5 минут с частотой вращения мешалки 1000 об/мин. Затем в полученную смесь постепенно вводили воду, минерализованную хлоридом кальция, в объеме, равном суммарному объему нефти и эмульгатора (5,9 мас.%) и перемешивали в течение 5 минут при частоте вращения мешалки 1000 об/мин. По истечении указанного времени порционно вводили остальную часть объема минерализованной воды (73,8 мас.%) в течение 2 минут при частоте вращения мешалки 1000 об/мин, затем полученную смесь перемешивали в течение 13 минут при 1500 об/мин. По истечении 15 минут после начала приготовления состава порциями добавляли мраморную крошку фракции от 0,2 до 2 мм (14,4 мас.%), и полученную смесь перемешивали в течение 10 минут при частоте 1500 об/мин.
В лабораторных условиях определены следующие физико-химические свойства предлагаемого состава: плотность, термостабильность, седиментационная устойчивость, эффективная вязкость и статическое напряжение сдвига.
Плотность предлагаемого состава определена пикнометрическим методом согласно ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности» и расчетным способом.
Термостабильность предлагаемого состава определена следующим образом: готовый состав помещался в термостат с установленной температурой 100°С и выдерживался в течение 7 суток, параллельно этому контрольные пробы выдерживались 7 суток при стандартных условиях. Через каждые 24 часа визуально оценивалось состояние пробы и количество выделившейся водной фазы. Если величина слоя выделившейся водной фазы равна нулю, то эмульсионная система считалась стабильной.
Седиментационная устойчивость предлагаемого состава определена согласно следующей методике: в стеклянные пробирки наливались исследуемые растворы в объеме 50 мл каждая. Затем первая половина полученных проб помещалась в термошкаф с установленной температурой 100°С, а другая – выдерживалась при стандартной температуре 20°С в течение 7 суток. Состояние пробы оценивалось визуально через 1 час, 24 часа и 7 суток.
Эффективная вязкость и статическое напряжение сдвига предлагаемого состава определялись на ротационном вискозиметре согласно РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов».
Последующие фильтрационные исследования по оценке блокирующих свойств предлагаемого состава проводились на фильтр-прессе в следующих условиях: моделируемый перепад давления – 1-8 МПа, температура – 100°С, ракрытость трещины – 0,1-2 мм, объем фильтруемого блокирующего состава – 450 см³, продолжительность эксперимента – 60 мин.
Фильтрационные исследования по оценке фильтрационных свойств предлагаемого состава проводились в следующих условиях: репрессия при моделировании глушения скважины – 1 МПа (5 % от пластового давления), скорость фильтрации (расход) – 10 см3/мин, пластовая температура – 100°С; пластовое давление – 20 МПа. При проведении фильтрационных исследований по оценке фильтрационных свойств предлагаемого состава использовались образцы естественного кернового материала с искусственно смоделированными трещинами: длина керна – 6,45 см, диаметр керна – 3 см, жидкость насыщения керна – керосин, вязкость керосина – 0,8 мПа∙с, раскрытость трещины – 0,1-2 мм.
Лабораторные фильтрационные исследования проводились в три этапа: определение исходной (начальной) проницаемости керна по керосину; моделирование процесса перекрытия интервала перфорационных отверстий призабойной зоны добывающей скважины блокирующим составом жидкости глушения; моделирование процесса работы добывающей скважины после операций глушения и освоения (определение коэффициента относительного изменения начальной проницаемости образца керна по керосину).
Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем: определялись градиенты давления до и после закачки блокирующей ЖГС в керн, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по керосину до и после закачки исследуемого состава в керн; фиксировался начальный градиент давления сдвига блокирующей ЖГС в керне керосином при моделировании процесса освоения скважины; выполнялся расчет коэффициента относительного изменения проницаемости керна после его обработки исследуемой блокирующей ЖГС:
Figure 00000001
где
Figure 00000002
– коэффициент изменения проницаемости, %; gradP 1 – градиент давления закачки керосина до процесса «глушения», м2; gradP 2 – градиент давления закачки керосина после процесса «глушения», м2.
Примеры 2-16. Методика приготовления и испытания остальных растворов, представленных в табл.1 и 2, аналогичны.
Итоговые результаты определения физико-химических свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора с мраморной крошкой представлены в таблице 1. Результаты проведенных фильтрационных исследований при моделировании процессов «глушения» и «освоения» добывающих скважин сведены в таблицу 2.
Таблица 1 – сводная таблица результатов определения физико-химических свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора с мраморной крошкой
№ п/п Компонентный состав БГЭР-МК, мас.% Плотность, г/см 3 Термостабильность в течение 7 суток Седиментационная устойчивость Эффектив-ная вязкость при 300 об/мин, мПа·с СНС
(D=3 об/мин), Па
при 20 °C при 100 °C при 20 °C при 100 °C через 1 мин через 10 мин
1 Углеводородная
фаза – 4,6
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,3
Мраморная
крошка – 14,4
Минерализованная водная фаза – 79,7		 1,438 стаб. стаб. устойч. устойч. 286 26,0 45,9
2 Углеводородная
фаза – 12,2
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7
Мраморная
крошка – 8,0
Минерализованная водная фаза – 79,1		 1,305 стаб. стаб. устойч. устойч. 234 21,4 38,1
3 Углеводородная
фаза – 5,5
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7
Мраморная
крошка – 7,8
Минерализованная водная фаза – 86,0		 1,330 стаб. стаб. устойч. устойч. 236 21,2 38,2
4 Углеводородная
фаза – 11,5
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,5
Мраморная
крошка – 8,0
Минерализованная водная фаза – 79,0		 1,306 стаб. стаб. устойч. устойч. 238 22,7 37,6
5 Углеводородная
фаза – 11,0
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0
Мраморная
крошка – 14,9
Минерализованная водная фаза – 73,1		 1,421 стаб. стаб. устойч. устойч. 268 24,3 42,5
6 Углеводородная
фаза – 5,5
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 4,0
Минерализованная водная фаза – 89,4		 1,153 стаб. стаб. устойч. устойч. 212 18,4 37,1
7 Углеводородная
фаза – 5,2
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 7,8
Минерализованная водная фаза – 85,9		 1,330 стаб. стаб. устойч. устойч. 227 18,7 40,6
8 Углеводородная
фаза – 11,9
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 8,0
Минерализованная водная фаза – 79,0		 1,306 стаб. стаб. устойч. устойч. 241 23,4 38,1
9 Углеводородная
фаза – 4,9
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0
Мраморная
крошка – 14,4
Минерализованная водная фаза – 79,7		 1,440 стаб. стаб. устойч. устойч. 284 25,9 45,7
10 Углеводородная
фаза – 2,1
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0
Мраморная
крошка – 7,7
Минерализованная водная фаза – 89,2		 1,341 нестаб. нестаб. неустойч. неустойч. ‒ ‒ ‒
11 Углеводородная
фаза – 18,9
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 8,3
Минерализованная водная фаза – 71,7		 1,280 нестаб. нестаб. неустойч. неустойч. ‒ ‒ ‒
12 Углеводородная
фаза – 5,7
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,5
Мраморная
крошка – 7,8
Минерализованная водная фаза – 86,0		 1,329 нестаб. нестаб. неустойч. неустойч. ‒ ‒ ‒
13 Углеводородная
фаза – 4,7
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,6
Мраморная
крошка – 7,8
Минерализованная водная фаза – 85,9		 1,331 стаб. нестаб. устойч. неустойч. ‒ ‒ ‒
14 Углеводородная
фаза – 4,5
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,9
Мраморная
крошка – 20,2
Минерализованная водная фаза – 74,4		 1,535 стаб. нестаб. устойч. неустойч. ‒ ‒ ‒
15 Углеводородная
фаза – 12,7
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,2
Мраморная
крошка – 0,9
Минерализованная водная фаза – 85,2		 1,184 стаб. нестаб. устойч. неустойч. ‒ ‒ ‒
16 Углеводородная
фаза – 5,7
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 0,8
Минерализованная водная фаза – 92,4		 1,191 нестаб. нестаб. неустойч. неустойч. ‒ ‒ ‒
Примечание:
1. БГЭР-МК – блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой.
2. В качестве углеводородной фазы в опытах 1-5, 10, 13-14, 16 использовали нефть, в опытах 6-9, 11-12, 15 – дизельное топливо.
3. В качестве минерализованной водной фазы в опытах 1-3, 6-7, 10-12 использовали воду, минерализованную хлоридом кальция, в опытах 4-5, 8-9, 13-16 – минерализованную хлоридом натрия.
4. В опытак 1-14 использована мраморная крошка фракции от 0,2 до 2 мм, в опытах 15-16 использована мраморная крошка фракции менее 0,2.
Таблица 2 – результаты фильтрационных исследований по оценке блокирующих и фильтрационных свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора с мраморной крошкой
№ п/п Компонентный состав БГЭР-МК, мас.% Фильтрационные исследования по оценке блокиющих свойств БГЭР- МК Фильтрационные исследования по оценке фильтрационных свойств БГЭР-МК
Профильтрованный объем эмульсионного раствора через трещину при препаде давления 8 МПа, см 3 Коэффициент относительного изменения проницаемости керна, % Количество проникшего в трещину блокирующего состава, см 3
0,1 0,5 1 1,5 2 0,1 0,5 1 0,1 0,5 1
1 Углеводородная
фаза – 4,6
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,3
Мраморная
крошка – 14,4
Минерализованная водная фаза – 79,7		 7 14 28 51 82 0 0 0 <0,1 < 0,1 < 0,1
2 Углеводородная
фаза – 12,2
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7
Мраморная
крошка – 8,0
Минерализованная водная фаза – 79,1		 13 18 43 81 106 0 0 -2 < 0,3 < 0,3 < 0,3
3 Углеводородная
фаза – 5,5
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 0,7
Мраморная
крошка – 7,8
Минерализованная водная фаза – 86,0		 15 19 44 82 109 -1 -1 -2 < 0,2 < 0,2 < 0,3
4 Углеводородная
фаза – 11,5
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,5
Мраморная
крошка – 8,0
Минерализованная водная фаза – 79,0		 12 16 37 67 93 0 0 -2 < 0,2 < 0,2 < 0,3
5 Углеводородная
фаза – 11,0
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0
Мраморная
крошка – 14,9
Минерализованная водная фаза – 73,1		 2 11 26 49 80 0 0 0 0 < 0,1 < 0,1
6 Углеводородная
фаза – 5,5
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 4,0
Минерализованная водная фаза – 89,4		 18 23 114 203 247 0 -1 -4 < 0,3 < 0,5 < 0,5
7 Углеводородная
фаза – 5,2
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 7,8
Минерализованная водная фаза – 85,9		 15 17 41 84 108 0 -1 -1 < 0,1 < 0,2 < 0,3
8 Углеводородная
фаза – 11,9
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,1
Мраморная
крошка – 8,0
Минерализованная водная фаза – 79,0		 14 17 40 77 102 0 0 -2 < 0,1 < 0,2 < 0,3
9 Углеводородная
фаза – 4,9
Эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 – 1,0
Мраморная
крошка – 14,4
Минерализованная водная фаза – 79,7		 3 14 31 55 84 0 0 -1 < 0,2 < 0,2 < 0,2
Примечание:
1. БГЭР-МК – блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой.
2. В подзаголовке графы указана раскрытость трещины от 0,1 до 2 мм.
3. В качестве углеводородной фазы в опытах 1-5 использовали нефть, в опытах 6-9 – дизельное топливо.
4. В качестве минерализованной водной фазы в опытах 1-3, 6-7 использовали воду, минерализованную хлоридом кальция, в опытах 4-5, 8-9 – минерализованную хлоридом натрия.
5. В опытак 1-9 использована мраморная крошка фракции от 0,2 до 2 мм. Для трещин до 0,5 мм фракция от 0,2 до 0,5 мм; для трещин до 1,0 мм фракции от 0,2 до 1,0 мм; для трещин до 1,5 мм фракция от 0,2 до 1,5 мм; для трещин до 2,0 мм фракция от 0,2 до 2,0 мм.
Из примеров 1-9, представленных в таблицах 1-2, можно сделать вывод, что заявляемый блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор, в заданных диапазонах содержания углеводородной фазы – нефть или дизельное топливо от 4,6 до 12,2 мас.%, эмульгатора «Ялан-Э-2» марка Б2 от 0,7 до 1,5 мас.%, мраморной крошки фракции от 0,2 до 2 мм от 4,0 до 14,9 мас.% и минерализованной водной фазы обладает повышенной термостабильностью и седиментационной устойчивостью в течение 7 суток при пластовых температурах до 100 ºС c возможностью регулирования плотности и реологических свойств раствора, а также позволяет в большей степени сохранить фильтрационные характеристики керна за счет образования на его входе мелкодисперсной перемычки из мраморной крошки, препятствующей дальнейшей фильтрации в трещину раствора.
Составы раствора, представленные в примерах 10-16, показанные в таблице 1, с содержанием компонентов, с массовым соотношением вне заданных диапазонов, не удовлетворяют требованиям по термостабильности и седиментационной устойчивости (поэтому не проводились последующие фильтрационные исследования), следовательно, вне завяленных диапазонов технический результат не достигается.
Таким образом, как показано в вышеприведённом описании изобретения, достигается технический результат, заключающийся в повышении термостабильности и седиментационной устойчивости блокирующего гидрофобно-эмульсионного раствора при возможности регулирования его плотности и реологических свойств, сохранении фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта и предотвращении поглощения жидкости глушения.

Claims (4)

1. Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор, содержащий углеводородную фазу – нефть или дизельное топливо, эмульгатор и минерализованную водную фазу, отличающийся тем, что раствор дополнительно содержит мраморную крошку фракции от 0,2 до 2 мм, при этом использован эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
углеводородная фаза – нефть или дизельное топливо от 4,6 до 12,2 эмульгатор «Ялан-Э-2» марка Б2 от 0,7 до 1,5 мраморная крошка фракции от 0,2 до 2 мм от 4,0 до 14,9 минерализованная водная фаза остальное
2. Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве минерализованной водной фазы использована вода, минерализованная хлоридом кальция.
3. Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве минерализованной водной фазы использована вода, минерализованная хлоридом натрия.
RU2020116359A 2020-05-19 2020-05-19 Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой RU2736671C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020116359A RU2736671C1 (ru) 2020-05-19 2020-05-19 Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020116359A RU2736671C1 (ru) 2020-05-19 2020-05-19 Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2736671C1 true RU2736671C1 (ru) 2020-11-19

Family

ID=73461126

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020116359A RU2736671C1 (ru) 2020-05-19 2020-05-19 Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2736671C1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4997582A (en) * 1986-12-09 1991-03-05 Phillips Petroleum Company Compositions for acid treating subterranean formations
CA1291134C (en) * 1986-01-07 1991-10-22 Hirozumi Inoue Process for preparing 1,5-benzothiazepine derivatives
RU2357997C1 (ru) * 2007-11-19 2009-06-10 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Блокирующая жидкость "жг-иэр-т"
RU2501943C2 (ru) * 2012-02-07 2013-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта
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
CA3027510A1 (en) * 2016-09-06 2018-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Invert emulsion containing vegetable oil

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA1291134C (en) * 1986-01-07 1991-10-22 Hirozumi Inoue Process for preparing 1,5-benzothiazepine derivatives
US4997582A (en) * 1986-12-09 1991-03-05 Phillips Petroleum Company Compositions for acid treating subterranean formations
RU2357997C1 (ru) * 2007-11-19 2009-06-10 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Блокирующая жидкость "жг-иэр-т"
RU2501943C2 (ru) * 2012-02-07 2013-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта
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
CA3027510A1 (en) * 2016-09-06 2018-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Invert emulsion containing vegetable oil

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
РОГАЧЕВ М.К. и др. Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин, журнал " Нефтегазовое дело" N3, 2011. С. 180-190.. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7823642B2 (en) Control of fines migration in well treatments
US7458424B2 (en) Tight formation water shut off method with silica gel
JP7277437B2 (ja) 増強された高温架橋破砕流体
US3747681A (en) Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid
US3408296A (en) Low liquid loss composition
US8857515B2 (en) Silica control agents for use in subterranean treatment fluids
CN109996930B (zh) 处理井底地层带的方法
US20090078417A1 (en) Emulsion System for Sand Consolidation
KR20180119556A (ko) 고온 가교결합된 파쇄 유체
WO2013192399A2 (en) Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar
CN105683330B (zh) 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂
US20130081816A1 (en) Thermothickener Polymer and Surfactant Composition and Methods of Employing the Composition
WO2016187193A1 (en) Method of treating a subterranean formation with a mortar slurry designed to form a permeable mortar
RU2385894C1 (ru) СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ОБЛЕГЧЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА ПЛОТНОСТЬЮ 1450-1500 кг/м3
EP0157957B1 (en) Diverting material and method of use for well treatment
US20030083206A1 (en) Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers
RU2377390C1 (ru) Способ изоляции водопритоков в скважине
RU2736671C1 (ru) Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой
RU2391378C1 (ru) Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах
US11746282B2 (en) Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
RU2379474C2 (ru) Способ изоляции интервалов высокоинтенсивных поглощений в скважине и аэрированный тампонажный раствор для его осуществления
RU2540767C1 (ru) Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора
RU2719699C1 (ru) Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта
RU2256787C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах
RU2670298C1 (ru) Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин