RU2810488C1 - Блокирующая жидкость - Google Patents
Блокирующая жидкость Download PDFInfo
- Publication number
- RU2810488C1 RU2810488C1 RU2023110047A RU2023110047A RU2810488C1 RU 2810488 C1 RU2810488 C1 RU 2810488C1 RU 2023110047 A RU2023110047 A RU 2023110047A RU 2023110047 A RU2023110047 A RU 2023110047A RU 2810488 C1 RU2810488 C1 RU 2810488C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsifier
- aqueous phase
- phase
- oil
- hydrocarbon phase
- Prior art date
Links
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 11
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 45
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 45
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 44
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 24
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 8
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000002169 ethanolamines Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 21
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 34
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000013112 stability test Methods 0.000 description 4
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- CBOIHMRHGLHBPB-UHFFFAOYSA-N hydroxymethyl Chemical compound O[CH2] CBOIHMRHGLHBPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 238000005809 transesterification reaction Methods 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 240000002791 Brassica napus Species 0.000 description 1
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000208818 Helianthus Species 0.000 description 1
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 description 1
- 235000019486 Sunflower oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000816 ethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013538 functional additive Substances 0.000 description 1
- 125000005456 glyceride group Chemical group 0.000 description 1
- -1 glycerol ester Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 235000020778 linoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N linoleic acid Natural products CCCCC\C=C/C\C=C\CCCCCCCC(O)=O OYHQOLUKZRVURQ-IXWMQOLASA-N 0.000 description 1
- OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N linoleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/C\C=C/CCCCC)(=O)O OYHQOLUKZRVURQ-HZJYTTRNSA-N 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000002600 sunflower oil Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000011179 visual inspection Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области блокирующих жидкостей для бурения, эксплуатации и ремонта скважин. В изобретении предложена блокирующая жидкость, содержащая углеводородную фазу - нефть, эмульгатор и минерализованную водную фазу, а также дополнительно включает органофильный бентонит в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий. В качестве эмульгатора выбран реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором. В 1 м3 блокирующей жидкости содержится, мас.%: углеводородная фаза - нефть - 10-25; высокотемпературный стабилизатор эмульсий - 0,5-1,25; эмульгатор «ВЕ-ЭМ» - 0,5-1; минерализованная водная фаза - остальное. Предложенное изобретение позволяет повысить фазовую термостабильность блокирующей жидкости при температурах до 110°С в течение 10 суток. 3 ил., 3 табл., 26 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области бурения, эксплуатации и ремонта скважин, и может быть использовано при бурении и глушении скважин.
Из уровня техники известен эмульсионный состав для ограничения водопритоков (патент RU 2539484, МПК C09K8/42, C09K8/506, опубл. 20.01.2015), содержащий углеводородную и водную фазы, эмульгатор, включающий в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирных кислот и аминов, в качестве функциональной добавки неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и в качестве растворителя спирт. Эмульгатор содержит в качестве активного вещества продукт взаимодействия жирной кислоты типа R-COOH, где R=С5-С20, с амином R-N-(R′-NH2)n, где R=С4-С22, R′=С2-С4, n=0-2 при следующем соотношении компонентов эмульгатора, мас.%:
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 | 2-80 |
| неионогенный ПАВ | 2-60 |
| спирт | остальное, |
а состав содержит следующее отношение компонентов, мас.%:
| углеводородная фаза | 2-25 |
| эмульгатор | 0,1-5,0 |
| водная фаза | остальное |
Однако данный эмульсионный состав имеет низкую температуру применения.
Известен эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (патент RU 2213762, МПК C09K7/06, E21B43/12, опубл. 10.10.2003), включающий газоконденсат, эмульгатор - эмультал, минерализованную воду и наполнитель - алюмосиликатные микросферы АСМ. Состав дополнительно, в качестве термостабилизатора, содержит гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, маc.%: газоконденсат - 25,0-30,0; эмультал - 4,5-5,0; АСМ - 15,0-20,0; ГКЖ-11Н - 2,5- 3,0; минерализованная вода - 42,0-53,0.
Однако данный состав имеет способность в совокупности всех реагентов при реакции с поливалентными солями образовывать тонкодисперсные осадки, способные закольматировать призабойную зону пласта скважин, что существенным образом затрудняет процесс вывода скважин на режим.
Наиболее близкой к заявляемому является блокирующая жидкость (патент RU 2357997, МПК C09K8/42, опубл. 10.06.2009), включающая (на 1 м3 указанной жидкости):
| углеводородную фазу - нефть или дизельное топливо | 400-700 л |
| органофильную глину | 10-35 кг |
| эмульгатор «МР» или нефтенол «НЗб» | 20-40 кг |
| гидрофобизатор «АБР» | 5-25 кг |
| минерализованная водная фаза | 300-600 л |
| регулятор фильтрации – мел | 25-60 кг |
Однако данная жидкость имеет низкую седиментационную устойчивость в пластовых условиях за счет выпадения мела в осадок, и высокую трудоемкость приготовления из-за необходимости использования специального оборудования (фрейзерно-струйные мельницы и гидравлические диспергаторы).
Техническая проблема заключается в создании блокирующей жидкости, предназначенной для бурения и глушения скважин, повышающей эффективность глушения скважин.
Технический результат заключается в повышении фазовой термостабильности блокирующей жидкости при температурах до 1100С в течение 10 суток.
Технический результат достигается тем, что блокирующая жидкость, содержащая углеводородную фазу - нефть, эмульгатор и минерализованную водную фазу, согласно решению, в качестве эмульгатора выбран реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором, и дополнительно содержит органофильный бентонит в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий, при следующем соотношении компонентов на 1 м3 блокирующей жидкости, мас.%: углеводородная фаза- нефть – 10-25; высокотемпературный стабилизатор эмульсий – 0,5-1,25; эмульгатор «ВЕ-ЭМ» – 0,5-1; минерализованная водная фаза – остальное.
Изобретение поясняется чертежами, на фиг. 1 – изображена схема солерастворного узла, на фиг. 2 – изображены фотографии готового блокирующего состава, показывающие стабильность блокирующего состава в процессе термостатирования при температуре 110°C, на фиг. 3 – показана схема, иллюстрирующая расстановку спецтехники и оборудования для приготовления состава в промысловых условиях.
Позициями на фиг. 1 обозначено:
1 – трубопровод для подачи жидкостей в емкостной парк;
2 – 10, 19 – краны;
11 - 18, 20-22 – запорные задвижки;
23 – шкаф управления;
24 – ёмкость №1;
25 – ёмкость №2;
26 – насосный агрегат ЦА-320;
27 – автоцистерна АЦ-10.
В соответствии с изобретением блокирующая жидкость (с аббревиатурой «ВТ ИЭР») представляет собой термостойкую эмульсионную систему, в которой дисперсионной средой является углеводородная фаза - углеводородная жидкость, а дисперсной фазой - водная фаза с заданной минерализацией, стабилизированная эмульгатором «ВЕ-ЭМ». В состав водной фазы введен также высокотемпературный стабилизатор эмульсий.
В качестве углеводородной фазы блокирующая жидкость содержит «сырую» нефть (газоконденсат, дизельное топливо, стабильный бензин), в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий - органофильный бентонит, а в качестве минерализованной водной фазы - растворы хлорида кальция, хлорида натрия или хлорида калия. В качестве эмульгатора выступает реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором.
Отличительной особенностью изобретения является использование в заявляемой блокирующей жидкости эмульгатора «ВЕ-ЭМ».
Синтез эмульгатора «ВЕ-ЭМ» проводят посредством переэтерификации активного вещества и жирных кислот с добавлением борной кислоты по схеме:
H2CCHCH2(R-COO)3 + 3HN(CH2CH2OH)2 → 3R-COO CH2CH2 NHCH2CH2OH + HOH2CCH(OH)CH2OH.
Здесь H2CCHCH2(R-COO)3 - подсолнечное (рапсовое) масло (глицерид – то есть глицериновый эфир смеси кислот С-16-18. Главный из них – линолевая кислота – С17Н31СООН).
Глицерин, образующийся в результате омыления (вернее – переэтерификации) подсолнечного масла - HOH2CCH(OH)CH2OH, частично образует с борной кислотой борные эфиры.
Основные загущающие свойства продукции дают полученные в процессе переэтерификации:
- глицерин - HOH2CCH(OH)CH2OH – или в развёрнутом виде:
- борно-глицериновый эфир - R-CON(CH2CH2OH)2 - или в развёрнутом виде:
В процессе синтеза получается стабильный эмульгатор, обеспечивающий процесс образования стойких эмульсий, в качестве стабилизатора температур выступает органофильный бентонит, вводимый в эмульсию в процессе приготовления состава.
Блокирующую жидкость изготавливают следующим образом.
Приступая к работе по приготовлению блокирующей жидкости (жидкости глушения (ЖГ)), оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, респиратор, прорезиненный фартук, противогаз).
Блокирующую жидкость (состав) можно готовить как в условиях централизованного солерастворного узла, так и в промысловых условиях.
Приготовление жидкости на централизованном солерастворном узле (фиг. 1) осуществляют следующим образом.
Первоначально осуществляют подготовительные работы по приготовлению блокирующей жидкости (ВТ ИЭР).
1. В технологическую емкость №2 25 (50м3) приготавливают тех.воду необходимым объёмом и уд.весом;
2. Закачивают углеводородную фазу в необходимом объёме в емкость №8 Е-10.
3. Приготавливают состав ВЕ-ЭМ (эмульгатор), следующим образом:
- открыть краны 2, 3, 4, 5, 6;
-закрыть краны 7, 8, 9, 10;
- запустить насос Н-2 (НМШ 5-25-4,0/4) кнопкой «вкл» на шкафе управления 23;
- заполнить «еврокуб» Е-1 эмульгатором;
- остановить насос Н-2 кнопкой «выкл» на шкафе управления 23.
4. Проверяют сообщение между тех.емкостями №2 25 и насосом Н-1 (К-80-50-150) методом открытия запорных задвижек (11, 12, 13).
5. Снимают показания счетчиков минерализованной воды и углеводородной фазы.
После подготовительных работ осуществляют приготовление ВТ ИЭР.
1. Открывают запорные задвижки 11, 12, 13. Закрывают запорные задвижки 15, 16, 17, 18.
2. Открывают краны 19, 7, 4, 10. Закрывают краны 5, 9.
3. Запускают одновременно насос Н-1 (К-80-50-150) и дозировочный насос Н-2 (НМШ).
4. Кран 3 открывают на ¼, кран 19 закрывают на ¼. Регулируют откачку углеводородной фазы и эмульгатора в соотношении 1:10.
5. Ведут контроль по счетчикам, придерживаются пропорции 1м3 углеводородной фазы + эмульгатор и 9 м3 технической воды.
6. При заполнении вертикальной емкости Е-25 №9 на 1/3 подготавливают насос Н-3 к запуску, следующим образом:
- закрыть запорную задвижку 20, открыть запорные задвижки 21, 22, 14;
- запустить насос Н-3 (УОДН 200-150-125) на рециркуляцию.
7. После заполнения емкости Е-25 №9 (максимум 20м3) отключают насосы Н-1 и Н-2, закрывают задвижку 13, закрывают краны 19, 3, 7.
8. Проверяют приготовленный раствор на вискозиметре.
9. При положительном результате отключают насос Н-3.
Для перекачки жидкостей используется установка оседиагонального (шнекового) насоса УОДН 200-150-125.
В качестве дозирующих устройств используют насос центробежный консольный К80-50-200 и дозирующее устройство - насос НМШ 5-25-4,0/4.
Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют следующим образом.
Для приготовления и обработки раствора ВТ ИЭР технологических жидкостей и блокирующего состава необходимо иметь не менее 2-х емкостей объемом 30 м³ (фиг. 3). Необходимо обеспечить гидравлическое и механическое перемешивание раствора в емкостях. Ёмкости должны иметь точки забора и слива, оборудованные герметичными шиберами. В зимний период необходимо предусмотреть, обогрев емкостей. Также необходимо обеспечить исправным насосным агрегатом ЦА-320 26, ППУ, автокраном на весь период приготовления растворов.
Емкость для приготовления ВТ ИЭР №2 25 должна быть оснащена точкой забора в передней или задней части емкости, сливной гусак должен быть расположен в противоположной стороне в зависимости от расположения точки забора, данное требование очень важно для создания.
Следует обвязать ёмкость №2 25 с насосным агрегатом ЦА-320 (ЦА-320) 26. Набрать в мерную емкость ЦА-320 углеводородную фазу и эмульгатор в требуемых объемах, произвести перемешивание в течение 20-30 минут. С мерной емкости ЦА-320 (приготовленный состав углеводородной фазы с эмульгатором) произвести перекачку в ёмкость №2 (приготовления инвертной эмульсии (ИЭР)). В автоцистерне АЦ-10м3 27 произвести забор подготовленной тех. жидкости (минерализованной водной фазы) с ёмкости №1 24. Обвязать линию забора (всасывающую) ЦА-320 с ёмкостью №2 (приготовления). При помощи ЦА-320 26 произвести постоянную циркуляцию в емкости №2 с добавлением технологической жидкости с АЦ-10 27 (добавление можно производить как порционно с периодическими остановками, так и постоянно, в зависимости от производительности насоса АЦ-10). После добавления тех. жидкости произвести циркуляцию в емкости №2 в течение 1-2 часов для увеличения вязкости раствора и полного перемешивания составов.
ВАЖНО: во время перемешивания отбирать пробы готового состава для определения визуальной вязкости (при длительном перемешивание состав станет не прокачиваемый ЦА-320).
После полного перемешивания составов необходимо отобрать пробу готового состава и замерить вязкость ВТ ИЭР при помощи ротационного вязкозиметра при 300 оборотов в минуту, которая должна соответствовать 250-300 сПа.
Для приготовления блокирующего состава в зависимости от требуемых реологических характеристик применяется рецептура соотношений компонентов на 1 м3 указанной жидкости, мас.%: углеводородная фаза- нефть – 10-25; высокотемпературный стабилизатор эмульсий – 0,5-1,25; эмульгатор «ВЕ-ЭМ» – 0,5-1; минерализованная водная фаза – остальное.
Для достижения требуемой плотности блокирующего состава применяется стандартная загрузка реагентов (таблица 1).
Добавление высокотемпературного стабилизатора на расчет плотности влияет незначительным образом, т.к. дозировка стабилизатора относительно основных компонентов эмульсии ничтожно мала и особым образом не влияет на плотность готового блокирующего состава. Добавление стабилизатора также не влияет на объем блокирующего состава, так как он является растворимым веществом и растворяется в общем объеме. Поэтому при расчете плотности в таблице 1 компонентом высокотемпературный стабилизатор можно пренебречь.
В таблице 1 показан расчет плотности требуемого блокирующего состава.
Таблица 1.
| № п/п | Состав ИЭР | Плотность реагента | Содержание реагента | Плотность ВТ ИЭР | Расход реагентов на 1м3 | |
| г/см3 | %, об. | г/см3 | тн. | м3 | ||
| 1 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,02 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,04 | 89 | 0,93 | 0,89 | ||
| 100 | 1,02 | 1,00 | ||||
| 2 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,03 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,05 | 89 | 0,93 | 0,89 | ||
| 100 | 1,03 | 1,00 | ||||
| 3 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,04 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,06 | 89 | 0,94 | 0,89 | ||
| 100 | 1,04 | 1,00 | ||||
| 4 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,05 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,07 | 89 | 0,95 | 0,89 | ||
| 100 | 1,05 | 1,00 | ||||
| 5 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,06 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,08 | 89 | 0,96 | 0,89 | ||
| 100 | 1,06 | 1,00 | ||||
| 6 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,07 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,09 | 89 | 0,97 | 0,89 | ||
| 100 | 1,07 | 1,00 | ||||
| 7 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,08 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,11 | 89 | 0,99 | 0,89 | ||
| 100 | 1,08 | 1,00 | ||||
| 8 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,09 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,12 | 89 | 1,00 | 0,89 | ||
| 100 | 1,09 | 1,00 | ||||
| 9 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,10 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,13 | 89 | 1,01 | 0,89 | ||
| 100 | 1,10 | 1,00 | ||||
| 10 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,11 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,14 | 89 | 1,01 | 0,89 | ||
| 100 | 1,11 | 1,00 | ||||
| 11 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,12 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,15 | 89 | 1,02 | 0,89 | ||
| 100 | 1,12 | 1,00 | ||||
| 12 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,13 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,16 | 89 | 1,03 | 0,89 | ||
| 100 | 1,13 | 1,00 | ||||
| 13 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,14 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,17 | 89 | 1,04 | 0,89 | ||
| 100 | 1,14 | 1,00 | ||||
| 14 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,15 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,18 | 89 | 1,05 | 0,89 | ||
| 100 | 1,15 | 1,00 | ||||
| 15 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,16 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,19 | 89 | 1,06 | 0,89 | ||
| 100 | 1,16 | 1,00 | ||||
| 16 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,17 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,21 | 89 | 1,08 | 0,89 | ||
| 100 | 1,17 | 1,00 | ||||
| 17 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,18 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,22 | 89 | 1,09 | 0,89 | ||
| 100 | 1,18 | 1,00 | ||||
| 18 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,19 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,23 | 89 | 1,09 | 0,89 | ||
| 100 | 1,19 | 1,00 | ||||
| 19 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,20 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,24 | 89 | 1,10 | 0,89 | ||
| 100 | 1,20 | 1,00 | ||||
| 20 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,21 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,25 | 89 | 1,11 | 0,89 | ||
| 100 | 1,21 | 1,00 | ||||
| 21 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,22 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,26 | 89 | 1,12 | 0,89 | ||
| 100 | 1,22 | 1,00 | ||||
| 22 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,23 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,27 | 89 | 1,13 | 0,89 | ||
| 100 | 1,23 | 1,00 | ||||
| 23 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,24 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,28 | 89 | 1,14 | 0,89 | ||
| 100 | 1,24 | 1,00 | ||||
| 24 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,25 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,3 | 89 | 1,16 | 0,89 | ||
| 100 | 1,25 | 1,00 | ||||
| 25 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,26 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,31 | 89 | 1,17 | 0,89 | ||
| 100 | 1,26 | 1,00 | ||||
| 26 | Эмульгатор «ВЕ-ЭМ» | 0,94 | 1 | 1,27 | 0,0094 | 0,01 |
| Углеводородная фаза | 0,87 | 10 | 0,09 | 0,10 | ||
| Минерализованная водная фаза | 1,32 | 89 | 1,17 | 0,89 | ||
| 100 | 1,27 | 1,00 | ||||
Регулирование реологических свойств.
Повышение вязкости производят введением дополнительного количества водной фазы, с соответствующим добавлением эмульгатора. Снижение вязкости производят путем введения некоторого количества нефти. При этом эмульсию необходимо дополнительно интенсивно перемешивать.
Деструкция.
Деструктором данной системы может служить пластовая нефть. При смешивании с пластовой нефтью вязкость системы снижается, тем самым способствуя беспрепятственному выносу ее из призабойной зоны. Смешение эмульсии с пластовой нефтью в соотношении 1:1 приводит к снижению вязкости в 7-10 раз.
Так же деструктором эмульсионного раствора являются деэмульгаторы и гидрофобизаторы различных марок.
Примеры осуществления изобретения.
Заявителем проведены лабораторные испытания в исследовательской лаборатории, в ходе которых подтверждены заявленные характеристики по термостабильности при температуре 110°C в течение 10 суток (фиг. 2).
В таблице 2 показана эффективная вязкость ИЭР замеренная на ротационном вискозиметре при оборотах 100 с-1 и температуре 80,9°С до и после проведения теста на термостабильность.
Таблица 2.
| Плотность ИЭР, г/см3 | Эффективная вязкость при 100 с-1 при 80,9 °С, Па·с | ||||
| До проведения теста на термостабильность | Через 72 часа выдержки при 80,9°С | Уменьшение вязкости, % | Через 240 часов выдержки при 80,9°С | Уменьшение вязкости, % | |
| 1,03 | 0,790 | 0,678 | 14 | 0,607 | 23 |
| 1,05 | 0,691 | 0,552 | 20 | 0,503 | 27 |
В таблице 3 показана эффективная вязкость ИЭР замеренная на ротационном вискозиметре при оборотах 100 с-1, при температуре 108 °С до и после проведения теста на термостабильность.
Таблица 3.
| Плотность ИЭР, г/см3 | Эффективная вязкость при 100 с-1 при 108 °С, Па·с | ||||
| До проведения теста на термостабильность | Через 72 часа выдержки при 108 °С | Уменьшение вязкости, % | Через 240 часов выдержки при 108 °С | Уменьшение вязкости, % | |
| 1,03 | 0,634 | 0,524 | 17 | 0,466 | 27 |
| 1,05 | 0,531 | 0,438 | 17 | 0,387 | 27 |
Из таблиц 2 и 3 видно, что в результате термостатирования блокирующего состава в течение 3-х и 10-ти суток уменьшение эффективной вязкости состава относительно начальной происходит в рамках погрешности и допустимых пределов, что позволяет говорить о стабильности блокирующего состава в заявленных условиях.
Дополнительно стабильность блокирующего состава подтверждается при визуальном осмотре проб в процессе термостатирования, что видно из фиг. 2. На протяжении всего срока термостатирования отсутствует расслоение блокирующего состава на фазы.
Claims (2)
- Блокирующая жидкость, предназначенная для бурения и глушения скважин, содержащая углеводородную фазу - нефть, эмульгатор и минерализованную водную фазу, отличающаяся тем, что в качестве эмульгатора выбран реагент «ВЕ-ЭМ», в процессе синтеза которого образуются сложные этаноламиновые эфиры жирных кислот, являющиеся основными действующими веществами для образования эмульсии, и борный эфир глицерина, являющийся дополнительным эмульгатором, и дополнительно содержит органофильный бентонит в качестве высокотемпературного стабилизатора эмульсий, при следующем соотношении компонентов на 1 м3 блокирующей жидкости, мас.%:
-
углеводородная фаза- нефть 10-25 высокотемпературный стабилизатор эмульсий 0,5-1,25 эмульгатор «ВЕ-ЭМ» 0,5-1 минерализованная водная фаза остальное
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2810488C1 true RU2810488C1 (ru) | 2023-12-27 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| RU2213762C1 (ru) * | 2002-02-26 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин |
| RU2357997C1 (ru) * | 2007-11-19 | 2009-06-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Блокирующая жидкость "жг-иэр-т" |
| 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 |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4995461A (en) * | 1989-07-14 | 1991-02-26 | Marathon Oil Company | Well kill treatment for oil field wellbore operations |
| RU2213762C1 (ru) * | 2002-02-26 | 2003-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин |
| RU2357997C1 (ru) * | 2007-11-19 | 2009-06-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Блокирующая жидкость "жг-иэр-т" |
| 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 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| 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. | |
| US4515216A (en) | Method of using thixotropic cements for combating lost circulation problems | |
| EP0254412B1 (en) | Low toxicity oil composition and use thereof in drilling fluids | |
| CN111826150B (zh) | 稠油蒸汽化学驱用耐高温降粘驱油剂及其制备方法和应用 | |
| CN109912813B (zh) | 一种阳离子石蜡乳液及其制备方法、用途 | |
| CN108165247B (zh) | 用于稠油开采集输的降粘缓蚀剂及其制备方法 | |
| RU2810488C1 (ru) | Блокирующая жидкость | |
| US7854802B2 (en) | Surfactant package for well treatment and method using same | |
| NO792193L (no) | Retardering av surgjoerende vaeskers virkning | |
| EA004204B1 (ru) | ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ВКЛЮЧАЮЩАЯ СМАЗОЧНУЮ КОМПОЗИЦИЮ, СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ СМАЗЫВАНИЯ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ПРИМЕНЕНИЕ СПОСОБА К ПРОМЫВОЧНЫМ ЖИДКОСТЯМ С ВЫСОКИМ ЗНАЧЕНИЕМ pH | |
| US2667457A (en) | Method for producing gels | |
| DE1295963B (de) | Korrosionsinhibitor | |
| CN111394078A (zh) | 一种泡沫均匀酸及其制备方法和使用方法 | |
| US3700594A (en) | Carbon disulfide emulsions | |
| US20230126946A1 (en) | Method for leveling the injectivity profile of an injection well | |
| CN113666866B (zh) | 稠油冷采吞吐用双亲型渗透分散剂及其制备方法和应用 | |
| US3344075A (en) | Foam inhibition | |
| CN110418831B (zh) | 新的油包水水力压裂流体及其使用方法 | |
| CN106367046B (zh) | 一种降低钻屑吸油量的油基钻井液及其制备方法 | |
| CN110437408A (zh) | 高温激发型油基钻井液用固化剂及其制备方法 | |
| CN115011318B (zh) | 一种具有自乳化和清防蜡功能的降阻剂及其制备方法 | |
| RU2256775C1 (ru) | Тампонажный состав для крепления пологих и горизонтальных скважин | |
| RU2737597C1 (ru) | Состав для приготовления тяжелой технологической жидкости для глушения скважин | |
| US20200115510A1 (en) | Coating powdered polymer with a water-soluble dye as an indicator for polymer hydration state | |
| SU591493A1 (ru) | Гидравлическа жидкость |