RU2279462C1 - Жидкость глушения нефтегазовой скважины - Google Patents
Жидкость глушения нефтегазовой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2279462C1 RU2279462C1 RU2005101995/03A RU2005101995A RU2279462C1 RU 2279462 C1 RU2279462 C1 RU 2279462C1 RU 2005101995/03 A RU2005101995/03 A RU 2005101995/03A RU 2005101995 A RU2005101995 A RU 2005101995A RU 2279462 C1 RU2279462 C1 RU 2279462C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- emulsion
- water
- emulsifier
- killing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины. Техническим результатом является создание технологической жидкости с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для обработки призабойной зоны ОПЗ пласта, позволяющими комплексно решать проблемы сохранения, восстановления и повышения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта. Жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая эмульгатор и водный раствор минеральной соли, содержит в качестве эмульгатора масло- или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ, или смесь ПАВ и дополнительно - эмульсию полимера анионного типа в масле и высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный эмульгатор 2,0-10,0, указанная эмульсия полимера 0,5-5,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0, водный раствор минеральной соли остальное. Жидкость глушения может дополнительно содержать углеводород в количестве 5-35 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины.
Известна жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в мас.%: углеводород 5,0-25,0; маслорастворимый эмульгатор 0,3-5,0; КССБ или лигносульфонат 0,1-1,0; раствор водорастворимого полимера, приготовленный на пресной или минерализованной воде, содержащий 0,3-1,0 ПАА или КМЦ 5-25, воду пресную или минерализованную - остальное (патент РФ № 2097547, 6, E 21 B 43/26, опубл. 27.11.97, Бюл № 33).
Известен эмульсионный состав для глушения нефтегазовых скважин, содержащий в мас.%: газоконденсат 25,0-30,0; эмультал 4,5-5,0; элюмосиликатные микросферы АСМ 15,0-20,0; кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н 2,5-3,0; минерализованную воду - остальное (патент РФ № 2213762, 7, C 09 K 7/06, E 21 B 43/12, опубл. 10.10.2003 г.).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в мас.%: нефтенол НЗ 2-5; углеводород 26-36; раствор минеральной соли - остальное (патент РФ № 2190657, 7, С 09 К 7/06, E 21 B 43/12, опубл. 10.10.2002 г.).
Вышеуказанные составы имеют недостаточно высокие термостабильность при температуре выше 80°С и гидрофобизирующую способность состава в пластовых условиях.
Техническим результатом является создание технологической жидкости с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для ОПЗ пласта, позволяющими комплексно решать проблемы сохранения, восстановления и повышения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.
Технический результат достигается тем, что жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая эмульгатор и водный раствор минеральной соли, содержит в качестве эмульгатора масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ, или смесь ПАВ и дополнительно - эмульсию полимера анионного типа в масле и высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Указанный эмульгатор | 2,0-10,0 |
Указанная эмульсия полимера | 0,5-5,0 |
Высокодисперсный гидрофобный материал | 0,1-3,0 |
Раствор минеральной соли | остальное |
Жидкость дополнительно содержит углеводород в количестве 5-35 мас.%.
В качестве маслорастворимого ПАВ для глушения нефтегазовых скважин используют следующие эмульгаторы: нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина и выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-007-17197708-97; неонолы АФ9 3-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 3-6 молями оксиэтилена; ингибитор коррозии нефтехим, марок: нефтехим - 1М и нефтехим - НС, содержащие сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата реформинга и выпускающиеся по ТУ 2415-009-22657427-2001 на ООО «Синтез ТНП» г. Уфа; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислоту), эмульгатор синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, эмультал, который выпускают по ТУ 6-14-1035-79, ингибиторы коррозии сонкор-9701 и сонкор-9801, содержащие алифатические амины, которые выпускает ЗАО «Опытный завод Нефтехим» г. Уфа по ТУ 2415-00600151816-2000 и ТУ 2458-015-00151816-2001 соответственно.
Кроме того, для глушения скважин используют масловодорастворимое ПАВ в виде готовых композиций, например, нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов, или нефтенол-001.М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4.
Также для глушения нефтегазовых скважин в качестве поверхностно-активного вещества используют водомаслорастворимое ПАВ в виде готовых композиций, например, моющие препараты МЛ-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МЛ-80), содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12 мас.%), производимые по ТУ 2481-007-50622652-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М».
В качестве смеси ПАВ используют смеси неионогенного и катионного ПАВ в виде готовых композиций, производимых разными фирмами, например, ингибитор коррозии марки викор-1А, который выпускает ЗАО «Каустик» г. Стерлитамак по ТУ 39-1313-88, вышеуказанный эмульгатор марки синол ЭМ, выпускающийся на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» по ТУ 2413-048-48482528-98, эмульгатор нефтенол НЗН, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-012-17197708-93.
В качестве смеси ПАВ используют многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999, содержащую дополнительно алифатический или ароматический спирт, или продукты их содержащие и Полисил.
Предлагаемая смесь имеет низкую вязкость и высокую стабильность в условиях высокой температуры, так как содержит в своем составе спирты алифатические или ароматические, или продукты их содержащие. В условиях высокой пластовой температуры (100°С и выше) повышается роль многоатомных спиртов, так как они имеют высокую температуру кипения, которая составляет у низших диолов 188-224°С, у глицерина (триола) - 290°С, что способствует повышению стабильности составов. Важным свойством спиртов, особенно гликолей, а также глицерина является их способность понижать температуру замерзания. Поэтому предлагаемые составы, содержащие гликоли или глицерин, или продукты, их содержащие можно использовать в промысловых условиях в холодное время года для приготовления композиций. Применение органического антифриза позволит готовить незамерзающие композиции по предлагаемому составу в условиях минусовых температур.
Для приготовления жидкостей глушения учитываются такие необходимые факторы при выборе ЖГ, как технологичность их в приготовлении и использовании, термостабильность, низкая температура замерзания, не дефицитность, совместимость с пластовыми флюидами, снижение набухания глин и другие факторы.
В качестве эмульсии полимера анионного типа в масле используют эмульсии полиакриламида (ПАА) с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, эмульсии карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам С3=80-90, эфиры оксиэтилцеллюлозы (ОЭЦ) и других эфиров целлюлозы, эмульсии полиметакриловой кислоты (ПМАК), эмульсии поливиниламидоянтарной кислоты, эмульсии поливинилацетатных полимеров, например, поливинилацетата и поливинилового спирта, сополимеров винилацетата и винилового спирта, эмульсии натриевой соли полисульфоэфира олеиновой кислоты.
Эмульсии полимеров в масле выпускаются некоторыми фирмами, например фирмой «Allied Colloids» (Англия) или фирмой «Rhone-Pouleng» (Франция), а также другими фирмами.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.
Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.
В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO2) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный (Полисил-П1) и дифильный (Полисил-ДФ).
Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO2) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).
В качестве минеральной соли используют растворы хлористого калия, или хлористого магния (бишофит), или хлористого кальция, или хлористого цинка, или смеси хлорида цинка с хлоридом калия, или карналлитовой руды, имеющий химический состав: KCl·MgCl2·6Н2О.
Кроме того, в качестве минеральной соли используют растворы калийной селитры (K NO3), получаемой при утилизации дымных порохов.
Основное требование к жидкости глушения состоит в том, чтобы она не снижала проницаемости призабойной зоны и обеспечивала успешное проведение различных операций.
При выборе жидкости глушения необходимо учитывать такие необходимые факторы, как снижение набухания глин, инертность к горным породам, совместимость с пластовыми флюидами, высокая плотность, технологичность в приготовлении и использовании, термостабильность, низкая коррозийность, низкая температура замерзания и не дефицитность.
В состав пород коллекторов нефтяных месторождений входят глины. Кристаллическая решетка глин многослойны и состоят из нескольких наружных и внутренних слоев, содержащих в своем составе атомы кремния, алюминия, кислорода или гидроксильные группы. В своем сочетании они образуют слоистые пакеты, связанные между собой водой и обменными катионами натрия, калия, кальция, магния. Если в процессе гидратации преобладают ионы натрия, то сила взаимных связей уменьшается настолько, что пакет пластинок распадается на отдельные частицы и происходит сильное увеличение общего объема глины. А так как это происходит в замкнутом пространстве, то возникает напряженное состояние в структуре, в результате чего сильно снижается проницаемость коллектора. И чем выше содержание ионов натрия, участвующих в обменных реакциях с глинами, которые содержатся в породе коллекторов, тем выше набухаемость глин.
Поэтому повышенное содержание ионов калия, магния, кальция в растворе минеральной соли, которые будут препятствовать обменным реакциям ионов натрия и снижать набухаемость глин. А ионы калия, имеющие высокую активность, обеспечивают уменьшение толщины гидратных оболочек на глинистых частицах и тем способствуют увеличению пористости и проницаемости заглинизированных участков. Хлор-ион является наиболее устойчивым ионом, который не образует трудно растворимых соединений, редко адсорбируется коллоидными системами и усваивается биогенным путем.
Исходя из выше сказанного, можно сделать вывод, что содержание ионов натрия в жидкостях глушения должно быть минимальным.
В жидкостях глушения лучше использовать водные растворы солей хлористого калия, калийной селитры или хлористого магния (бишофита) плотностью до 1,25 г/см3 или хлористого кальция плотностью до 1,35 г/см3, или карналлитовую руду, которая имеет химический состав KCl·MgCl2·6Н2O, и плотность водных растворов 1,05-1,25 г/см3. В случае необходимости получения жидкости глушения с плотностью до 1,6 г/см3 используют водный раствор соли хлорида цинка или его смесь с хлоридом калия.
Карналлитовая руда представляет собой кристаллический продукт в виде белой или красноватой зернистой массы, плотностью 1,6 г/см3, содержащий не менее в массовых долях: хлористого калия - 20%, хлористого магния - 24%, хлористого натрия - 20%, кристаллической воды не более 30%, имеет плотность водного раствора 1,05-1,25 г/см3, температуру замерзания раствора -5 - -20°С, скорость коррозии стали СТ3 при нормальных условиях 0,055 г/м2·час, скорость растворения в 5 раз выше, чем у хлористого натрия.
Природная водорастворимая карналлитовая руда выпускается с товарным названием: минеральная смесь «Триасалт», продукт производится по ТУ 2111-013-05778557-2002, гигиенический сертификат 59.55.03.211.П.002494.0702, сертификат соответствия РД 153-39-026-97 ТЭК RU.XП03.H00469, добывается с пермских горизонтов Верхнекамского месторождения солей, г. Соликамск.
Хлориды калия, магния, кальция, цинка, калийная селитра и карналлитовая руда являются недефицитными солями.
Растворы вышеуказанных минеральных солей инертны к горным породам и совместимы со всеми типами пластовых флюидов, обладают ингибирующим действием на глинистые частицы, термостабильны. Высокая коррозийная активность растворов цинка нейтрализуется присутствующим в жидкости глушения эмульгатором, который обычно является продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, т.е. ингибитором коррозии, который формирует на внутренней поверхности трубопроводов пленки гидрофобного характера.
Сопоставительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что предлагаемый состав отличается от известного введением дополнительных компонентов - эмульсии полимера анионного типа в масле и высокодисперсного гидрофобного материала.
Кроме того, в отличие от прототипа, содержащего в качестве эмульгатора только один маслорастворимый ПАВ - нефтенол НЗ, предлагаемый состав содержит в качестве эмульгатора другие маслорастворимые ПАВ или смесь ПАВ, например, нефтехим, синол-ЭМ или нефтенол НЗН, неонолы-3-6, викор-1А и другие эмульгаторы (см. выше), а также вышеуказанные масловодо-, или водомаслорастворимые ПАВ, или многокомпонентную смесь (МКС) синтетических АПАВ и НПАВ по патенту РФ №2220999.
Известно не совсем удачное применение полимера в жидкости глушения (RU патент № 2097547,6, Е 21 В 43/26, опубл. 27.11.97. Бюл №33). Указанный аналог представляет собой неустойчивую эмульсию, которая содержит полимер в виде водного раствора и при попадании в призабойную зону пласта кольматируют ее. Это значительно снижает качество работ по глушению скважин. Получение неустойчивой эмульсии обусловлено образованием на границе раздела фаз непрочных адсорбционных слоев и связанных с ними слабыми сольватными оболочками.
Предложенная жидкость глушения скважины (ЖГС) представляет собой эмульсию, стабилизированную эмульсией полимера в масле.
Введение в жидкость глушения полимера анионного типа в виде эмульсии его в масле и высокодисперсного гидрофобного материала значительно повышает структурную вязкость, устойчивость и термостабильность полученной эмульсии.
Исходные эмульсии полимера в масле имеют концентрации 30-50 мас.% и при перемешивании с водой, или с масло-, или с масловодо-, или с водомаслорастворимыми ПАВ, или со смесью ПАВ образуют эмульсии.
Известно, что для образования и стабилизации высоко устойчивых эмульсий необходимо, чтобы адсорбционные слои и связанные с ними сольватные оболочки обладали достаточно высокой структурной вязкостью. Высокую структурную вязкость эмульсий обеспечивает введение полимера в масле, имеющего достаточно высокую вязкость и образующего сродственные гелеобразно структурированные адсорбционные слои на границе фаз.
За счет образования коллоидных адсорбционных слоев введенный полимер играет роль сильного стабилизатора устойчивости эмульсий, а также увеличителя вязкости в образующихся эмульсиях. Получение устойчивых эмульсий обусловлено образованием высоковязкой масляной упругой пленки на поверхности раздела фаз, существование этой пленки проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.
Введение эмульсии полимера в масле в небольших концентрациях заметно не изменяет вязкости в объеме среды, в адсорбционных же слоях его концентрация значительно выше, и поэтому такие слои обладают повышенной структурной вязкостью, а значит и прочностью.
Так как введение эмульсии полимера в масле увеличивает прочность структурно-вязких (гелеобразных) адсорбционных слоев, то при сближении (столкновениях) частиц дисперсной фазы, например, при перемешивании или в режиме высокой температуры, высоковязкая прослойка среды не успевает выдавиться. Адсорбционные слои, обладающие упругостью и механической прочностью, сопротивляются значительным разрушающим усилиям.
При увеличении концентрации полимера, вводимого в композицию, нарастает стабилизирующее действие его, что позволяет получать устойчивые эмульсии высокой вязкости и термостабильности в условиях высокой температуры пласта (100°С).
Кроме того, ПАА и ПАВ, содержащиеся в предлагаемом составе, усиливают поверхностно-активные свойства жидкости глушения, а именно гидрофобизируют жидкость глушения за счет гидрофобных цепей ПАА или ПАВ. При гидрофобизации поверхности породы улучшается адгезия состава к породе коллектора скважины, что способствует лучшему удерживанию его в коллекторе заглушиваемой скважины.
Одной из основных причин снижения производительности нефтяных скважин является попадание в продуктивный пласт различных типов технологических жидкостей, применяющихся в операциях глушения скважин перед их ремонтом. Снижение коллекторских свойств продуктивного пласта, вызываемое физико-химическим взаимодействием ЖГС с породами и пластовыми флюидами, можно свести до минимума при использовании составов, максимально ограничивающих или исключающих проникновение фильтрата или самой жидкости, в призабойную зону пласта и легко удаляющихся из скважины после проведения ремонтных работ.
Предлагаемая жидкость глушения в отличие от известных аналогов и прототипа представляет собой устойчивую эмульсию, стабилизированную на поверхности раздела фаз не только со стороны углеводородной (дисперсионной) среды эмульгатором, но и со стороны дисперсной фазы полимером в виде эмульсии за счет образования коллоидных адсорбционных слоев полимера в виде пленки, что проявляется в повышенной вязкости поверхностного слоя дисперсной фазы.
По прототипу обязательное присутствие углеводорода в составе эмульсии в коллекторе при глушении скважины сохраняет фильтрационные характеристики скважины. Предлагаемая жидкость глушения может содержать или не содержать углеводород. При закачке предлагаемой жидкости глушения фильтрационные характеристики скважины сохраняются за счет присутствия в ЖГС вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ и эмульсии полимера в масле, поэтому фазовая проницаемость пласта по нефти при этом не уменьшается.
Для регулирования вязкости и плотности приготовляемых композиций в качестве углеводорода используют стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов С6-С8 и выше), газовый конденсат, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкие нефти.
Известно, что нефть содержит в себе ряд природных эмульгирующих добавок (эмульгаторов), которые дополнительно стабилизируют предлагаемые эмульсии.
Предлагаемая жидкость глушения может содержать любой из вышеуказанных углеводородов в количестве 5-35 мас.%.
При добавлении в закачиваемую эмульсию ЖГ необходимого количества углеводорода понижаются вязкость и плотность приготовленных составов.
ЖГС содержит высокодисперсный гидрофобный материал (ВГМ) перечисленных выше модификаций в количестве 0,1-3,0 мас.%, который, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины коллектора, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, и для нефти. Так как ВГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.
После закачки предлагаемого состава, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.
Например, в высокодисперсном гидрофобном материале марки Полисил-П1 химическую модификацию поверхности диоксида кремния производят кремнийорганическим соединением общей формулы Cl4-nSiRn, где n=1-3; R=Н, метил, этил, фенил - с последующей обработкой соединением, выбранным из группы, состоящей из тетраметоксилана или тетраэтоксилана, или полиметилсилазана.
Модифицированный материал марки Полисил-ДФ, благодаря строению привитого поверхностного слоя Полисил-ДФ, обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.
В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.
Добавление материала марки Полисил-ДФ и вышеуказанных ВГМ в предлагаемый состав усиливает моющий эффект загрязненных поверхностей и приводит к эмульгированию жировых и масляных загрязнений, диспергированию и стабилизации частиц твердых загрязнений (АСПО) в коллекторе, что способствует восстановлению и повышению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны и снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть и увеличивает моющий эффект эмульсии.
Время жизни предлагаемой ЖГС можно регулировать, меняя соотношение исходных компонентов в зависимости от давления пласта и производственной необходимости.
Перед глушением скважины во время подготовительных работ определяют величину текущего пластового давления в скважине и рассчитывают требуемую плотность ЖГС из условия создания давления столбом жидкости, которое должно превышать пластовое. Рассчитывают необходимое количество раствора нужной вязкости и плотности.
Предлагаемую ЖГС готовят путем перемешивания одного из вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ с эмульсией полимера в масле и высокодисперсным гидрофобным материалом, а также введением в ЖГС при необходимости углеводорода. Затем вводят при перемешивании небольшими порциями раствор минеральной соли.
После тщательного перемешивания приготовленную ЖГС закачивают в призабойную зону скважины. Затем осуществляют глушение скважины.
После закачки ЖГС вязкость ее плавно нарастает до состояния малоподвижной эмульсии, которая полностью закрывают коллектор скважины, таким образом, исключая проникновение любой жидкости в призабойную зону скважины.
После проведения операции глушения эмульсия легко удаляется с помощью насосов после добавления воды или углеводорода в коллектор.
После проведения ремонтных работ при использовании предлагаемой ЖГС выходят на первоначальный режим работы практически сразу после запуска их в работу.
Предлагаемой ЖГС можно глушить скважины с высоким газовым фактором.
Так как предлагаемая эмульсия имеет низкое поверхностное натяжение на границе фаз, пузырьки газа проходят и диспергируются на множество мелких пузырьков, оставаясь в эмульсии вплоть до образования пенной композиции. При этом подъемная сила мелких газовых пузырьков значительно ниже, чем крупных. Это облегчает глушение скважины с высоким газовым фактором.
Проведенные исследования показали, что вязкость и термостабильность предлагаемой эмульсии в 2-3 и более раз выше известной эмульсии-прототипа (см. табл.1-2).
Структурную вязкость составов определяют на ротационном вискозиметре «Полимер РПЭ-1М» - вискозиметре погружного типа при температуре 25, 40, 80 и 100°С с воспринимающими элементами «цилиндр-цилиндр» и оценивают вязкостные и реологические свойства по крутящему моменту с пересчетом на вязкость.
Следующие примеры иллюстрируют свойства известных и заявляемых составов.
Пример 1. Для приготовления заявляемой эмульсии в качестве эмульгатора используют масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество или смесь ПАВ, эмульсию полимера в масле и высокодисперсные модифицированные по поверхности гидрофобные материалы: тетрафторэтилен (тфэ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил (см. табл.1).
Для приготовления предлагаемой ЖГС в вышеуказанные ПАВ или смесь ПАВ в количестве 2-10 мас.% добавляют эмульсию ПАА в масле с ММ=15·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА в масле с ММ=5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы в масле марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,5-5,0 мас.%, затем вводят вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные материалы в количестве 0,1-3,0 мас.%, затем при перемешивании небольшими порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.
Эмульсию-прототип готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ с растворами минеральных солей нужной плотности.
Результаты замеров структурной вязкости заявляемых составов и составов-прототипов представлены в табл.1.
Результаты замеров вязкости показывают, что при введении в состав эмульсии полимера в масле и высокодисперсного гидрофобного материала вязкость эмульсий возрастает в 1,5-3 раза (сравните заявляемые составы с составами-прототипами в табл.1), а термостабильность эмульсий увеличивается в 2-3 раза в сравнении эмульсиями-прототипами.
Плотность приготовленных ЖГС находится в широком диапазоне 1,02-1,60 г/см3 в зависимости от поставленной задачи.
Пример 2. Для приготовления заявляемой эмульсии в качестве эмульгатора используют вышеуказанные поверхностно-активные вещества или смесь ПАВ, эмульсию полимера в масле (см. пример 1) и углеводород разных марок: стабильный бензин, керосин, гексановую фракцию, нефрас, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Углеводород добавляют в вышеуказанные ПАВ или смесь ПАВ для снижения вязкости и плотности эмульсий (см. табл.2).
Предлагаемую эмульсию готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ или смеси ПАВ в количестве 2-10 мас.% с углеводородом в количестве 5-35 мас.%, затем вводят эмульсию ПАА в масле с ММ=15·106 и степенью гидролиза 15% (под шифром П-1) или эмульсию ПАА в масле с ММ=5·106 и степенью гидролиза 5% (под шифром П-2), или эмульсию карбоксиметилцеллюлозы в масле марки КМЦ-600 (под шифром П-3) в количестве 0,5-5,0 мас.%, затем при перемешивании небольшими порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.
Эмульсию-прототип готовят путем перемешивания вышеуказанных ПАВ и углеводорода, а затем порциями дозируют раствор вышеуказанных минеральных солей нужной плотности.
Результаты замеров структурной вязкости заявляемых составов и составов-прототипов представлены в табл.2.
Результаты табл.2 показывают, что при введении в эмульсию углеводорода в количестве 5-35 мас.% вязкость ее уменьшается 8-10 раз по сравнении с вязкостью эмульсии без углеводорода (сравни данные табл.1 и табл.2), а плотность ЖГС уменьшается до 0,86 г/см3.
Исследования показали, что оптимальными концентрациями являются концентрации ПАВ или смесей ПАВ 2-10 мас.%, эмульсии полимера в масле - 0,5-5,0 мас.%, высокодисперсного гидрофобного материала в количестве 0,1-3,0 мас.%, раствора минеральной соли - остальное. При необходимости добавляют углеводород в количестве 5-35 мас.%.
Применение предлагаемой жидкости глушения скважин с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для ОПЗ пласта, позволяет сохранить, восстановить и повысить фильтрационно-емкостные характеристики коллектора за счет повышения термостабильности эмульсии, гидрофобизации породы коллектора и снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз вода-порода-нефть, а также увеличения относительной проницаемости коллектора для углеводородной фазы по сравнению с водной.
Таблица 1. | |||||||||||||||
Структурная вязкость заявляемых эмульсий и эмульсий-прототипов. | |||||||||||||||
№ п/п | Состав | Содержание компонентов, мас.% | Вязкость мПа·с, при скорости сдвига 10-1 сек, при Т°С | Термостабильность, сут. | |||||||||||
ПАВ или их смесь | Эмульсия полимера | Раствор минер. соли, г/см3 | Выс/дисп матер. | ||||||||||||
шифр | к-во | шифр | к-во | назван. | плотность | к-во | марка | к-во | 25 | 40 | 80 | 100 | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
1 | Заявляем | синол-ЭМ | 1,0 | П-1 | 0,2 | KCl | 1,02 | 97,73 | окс.хр. | 0,05 | расслаивается | ||||
2 | Прототип | синол-ЭМ | 1,0 | - | - | KCl | 1,02 | 97,98 | - | - | расслаивается | ||||
3 | Заявляем | МКС | 2,0 | П-1 | 0,5 | KCl | 1,08 | 96,32 | тфэ | 0,1 | 58867 | 56310 | 47813 | 21012 | 20 |
4 | Прототип | МКС | 2,0 | - | - | KCl | 1,08 | 96,92 | - | - | 1,32 | 1,05 | 0,58 | 0,41 | - |
5 | Заявляем | нефтенол-НЗ | 3,0 | П-1 | 1,0 | MgCl2 | 1,14 | 94,46 | окс.тит. | 0,5 | 54751 | 50112 | 40805 | 19208 | 25 |
6 | Прототип | нефтенол-НЗ | 3,0 | MgCl2 | 1,14 | 95,86 | - | - | 29671 | 27134 | 13723 | 5546 | 7 | ||
7 | Заявляем | нефтехим-1 | 5,0 | П-2 | 2,0 | карналлит | 1,20 | 90,80 | оксид цинка. | 1,0 | 45128 | 38310 | 32017 | 23306 | 27 |
8 | Прототип | нефтехим-1 | 5,0 | - | - | карналлит | 1,20 | 93,80 | - | - | 19875 | 17674 | 11679 | 6343 | 9 |
9 | Заявляем | нефтенол-НЗН | 8,0 | П-2 | 3,0 | MgCl2 | 1,25 | 85,75 | окс.жел. | 2,0 | 39813 | 36311 | 33601 | 25553 | 30 |
10 | Прототип | нефтенол-НЗН | 8,0 | - | - | MgCl2 | 1,25 | 90,75 | - | - | 21456 | 18532 | 13458 | 5268 | 7 |
11 | Заявляем | МЛ-80 | 10,0 | П-2 | 2,0 | CaCl2 | 1,30 | 83,7 | окс.хр. | 3,0 | 35930 | 33853 | 34689 | 23267 | 32 |
12 | Прототип | МЛ-81Б | 10,0 | - | - | CaCl2 | 1,30 | 88,7 | - | - | 2,56 | 2,25 | 1,15 | 0,68 | - |
13 | Заявляем | неонол-3 | 5,0 | П-3 | 5,0 | ZnCl2 | 1,60 | 84,90 | окс.ал. | 3,5 | 42456 | 38735 | 35256 | 27789 | 38 |
14 | Прототип | неонол-3 | 5,0 | ZnCl2 | 1,60 | 93,40 | - | - | 28012 | 25067 | 15667 | 8526 | 10 | ||
15 | Заявляем | сонкор-9701 | 11,0 | П-3 | 6,0 | карналлит | 1,25 | 79,75 | Полисил П-1 | 2,0 | 32385 | 30108 | 21205 | 13303 | 15 |
16 | Прототип | сонкор-9701 | 11,0 | - | - | карналлит | 1,25 | 87,75 | - | - | 16342 | 13678 | 8765 | 3432 | 3 |
17 | Заявляем | синол-ЭМ | 5,0 | П-1 | 2,0 | KCl | 1,35 | 89,65 | окс.тит. | 2,0 | 52680 | 48420 | 32573 | 25380 | 35 |
18 | Прототип | синол-ЭМ | 5,0 | - | - | KCl | 1,35 | 93,65 | - | - | 21765 | 19664 | 12743 | 7664 | 8 |
19 | Заявляем | нефтенол-Н | 5,0 | П-1 | 2,0 | карналлит | 1,25 | 90,75 | Полисил-ДФ | 1,0 | 52543 | 48254 | 34789 | 26479 | 35 |
20 | Прототип | нефтенол-001М | 5,0 | - | - | карналлит | 1,25 | 93,75 | - | - | 18675 | 15378 | 12646 | 7456 | 8 |
21 | Заявляем | Викор-1А | 5,0 | П-2 | 3,0 | MgCl2 | 1,30 | 89,70 | аэросил | 1,0 | 49652 | 46543 | 30675 | 23564 | 30 |
22 | Прототип | Викор-1А | 5,0 | - | - | MgCl2 | 1,30 | 93,70 | - | - | 19456 | 15564 | 10345 | 5543 | 7 |
Таблица 2. | |||||||||||||||
Структурная вязкость заявляемых эмульсий и эмульсий-прототипов.* | |||||||||||||||
№ | Состав | Содержание компонентов, мас.% | Вязкость мПа·с, при скорости сдвига 10-1 сек, при Т°С | Термостабильность, сут. | |||||||||||
ПАВ или их смесь | Эмульсия полимера | Раствор минер. соли, г/см3 | Углеводород | ||||||||||||
шифр | к-во | шифр | к-во | название | плотность | к-во | марка | к-во | 25 | 40 | 80 | 100 | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
1 | Заяв | синол-ЭМ | 1,0 | П-1 | 0,2 | KCl | 1,02 | 94,73 | Ст.бенз | 3 | расслаивается | ||||
2 | Прот | синол-ЭМ | 1,0 | - | - | KCl | 1,02 | 97,98 | Ст.бенз | 3 | расслаивается | ||||
3 | Заяв | Неонол-3 | 2,0 | П-1 | 0,5 | KCl | 1,08 | 91,32 | Ст.бенз | 5 | 5085 | 4882 | 2921 | 1365 | 10 |
4 | Прот | Неонол-3 | 2,0 | - | - | KCl | 1,08 | 91,92 | Ст.бенз | 5 | 2468 | 2285 | 993 | 530 | 2 |
5 | Заяв | нефтенол-НЗ | 3,0 | П-1 | 1,0 | MgCl2 | 1,14 | 84,36 | диз.топл. | 10 | 2001 | 1885 | 1423 | 1201 | 20 |
6 | Прот | нефтенол-НЗ | 3,0 | - | - | MgCl2 | 1,14 | 89,86 | диз.топл | 10 | 688 | 641 | 506 | 258 | 7 |
7 | Заяв | нефтехим-1 | 5,0 | П-3 | 2,0 | карналлит | 1,25 | 80,75 | бензин | 10 | 2668 | 2032 | 1835 | 1641 | 25 |
8 | Прот | нефтехим-1 | 5,0 | - | - | карналлит | 1,25 | 83,75 | бензин | 10 | 845 | 783 | 640 | 560 | 8 |
9 | Заяв | нефтенол-НЗН | 8,0 | П-3 | 3,0 | MgCl2 | 1,30 | 75,70 | керосин | 20 | 683 | 669 | 630 | 485 | 12 |
10 | Прот | нефтенол-НЗН | 8,0 | - | - | MgCl2 | 1,30 | 70,70 | керосин | 20 | 245 | 232 | 221 | 165 | 4 |
11 | Заяв | МЛ-80 | 10,0 | П-2 | 2,0 | CaCl2 | 1,30 | 53,70 | гекс.ф | 30 | 1683 | 1605 | 1310 | 752 | 21 |
12 | Прот | МЛ-81Б | 10,0 | - | - | CaCl2 | 1,30 | 58,70 | гекс.ф | 30 | 1,12 | 1,10 | 1,09 | 1,08 | - |
13 | Заяв | МКС | 5,0 | П-2 | 5,0 | ZnCl2 | 1,60 | 49,90 | нефрас | 35 | 388 | 366 | 305 | 201 | 18 |
14 | Прот | МКС | 5,0 | - | - | ZnCl2 | 1,60 | 58,40 | нефрас | 35 | 1,32 | 1,31 | 1,30 | 1,28 | - |
15 | Заяв | Синол-ЭМ | 11,0 | П-2 | 6,0 | карналлит | 1,25 | 39,75 | бензин | 40 | 853 | 801 | 603 | 581 | 16 |
16 | Прот | Синол-ЭМ | 11,0 | - | - | карналлит | 1,25 | 57,75 | бензин | 40 | 365 | 338 | 321 | 143 | 3 |
17 | Заяв | синол-ЭМ | 5,0 | П-1 | 2,0 | KCl | 1,20 | 79,80 | нефть | 10 | 2325 | 2181 | 1742 | 1620 | 32 |
18 | Прот | синол-ЭМ | 5,0 | - | - | KCl | 1,20 | 83,80 | нефть | 10 | 611 | 600 | 583 | 401 | 9 |
19 | Заяв | нефтенол-Н | 5,0 | П-1 | 2,0 | карналлит | 1,25 | 80,75 | диз.топл | 10 | 1938 | 1823 | 1532 | 1310 | 30 |
20 | Прот | нефтенол-001М | 5,0 | - | - | карналлит | 1,25 | 83,75 | диз.топл | 10 | 695 | 591 | 465 | 413 | 8 |
*Количество и марки высокодисперсного материала как в составах 1-20 таблицы 1 соответственно |
Claims (2)
1. Жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая эмульгатор и водный раствор минеральной соли, отличающаяся тем, что она содержит в качестве эмульгатора масло-, или масловодо-, или водомаслорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ и дополнительно эмульсию полимера анионного типа в масле и высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит углеводород в количестве 5-35 мас.%.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005101995/03A RU2279462C1 (ru) | 2005-01-27 | 2005-01-27 | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005101995/03A RU2279462C1 (ru) | 2005-01-27 | 2005-01-27 | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2279462C1 true RU2279462C1 (ru) | 2006-07-10 |
Family
ID=36830693
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005101995/03A RU2279462C1 (ru) | 2005-01-27 | 2005-01-27 | Жидкость глушения нефтегазовой скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2279462C1 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2460753C1 (ru) * | 2011-04-01 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Жидкость для глушения скважин |
RU2617661C1 (ru) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
RU2662721C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
RU2662720C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
-
2005
- 2005-01-27 RU RU2005101995/03A patent/RU2279462C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2460753C1 (ru) * | 2011-04-01 | 2012-09-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Жидкость для глушения скважин |
RU2617661C1 (ru) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
US11414953B2 (en) | 2017-08-21 | 2022-08-16 | Limited Liability Company “Gr Petroleum” | Method for killing oil and gas wells |
RU2662721C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
RU2662720C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
WO2019070166A1 (ru) | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10767104B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
CN104449631B (zh) | 强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法 | |
US6904972B2 (en) | Fracturing with viscoelastic surfactant based fluid | |
US8293687B2 (en) | Compositions and processes for fracturing subterranean formations | |
CN102746841B (zh) | 一种油气田用添加纳米颗粒的复合泡沫体系及其制备方法 | |
CA2892816C (en) | Fracturing fluids including amine oxides as flowback aids | |
US7875575B2 (en) | Compositions and methods for water and gas shut-off in subterranean wells with VES fluids | |
CA2541870C (en) | Methods of fracturing a subterranean formation using a ph dependent foamed fracturing fluid | |
RU2279462C1 (ru) | Жидкость глушения нефтегазовой скважины | |
WO2013006275A2 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
RU2294353C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2367792C2 (ru) | Способ обработки пласта нефтяных месторождений | |
CA1050257A (en) | Asphalt plug emplacement process | |
KR20220161348A (ko) | 오일 및 가스 생산을 위한 계면활성제 | |
CN108485627A (zh) | 一种具有洗油作用的注水用黏土防膨剂的制备 | |
US4008096A (en) | Asphalt plug emplacement process | |
CA2329600A1 (en) | Fracturing fluid | |
RU2332439C2 (ru) | Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину | |
Xu et al. | Laboratory investigation on CO2 foam flooding for mature fields in Western Australia | |
NO823414L (no) | Fremgangsmaate og middel for surgjoering av olje- eller gassbroenner. | |
CN103013482A (zh) | 一种复合井壁稳定剂 | |
RU2220999C1 (ru) | Состав для добычи и транспорта нефти и способ его получения | |
RU2244809C2 (ru) | Состав для извлечения нефти | |
RU2282653C2 (ru) | Состав для изоляции притока пластовых вод и способ его приготовления | |
US20240159131A1 (en) | Method of Enhancing Foam Stability for Stimulation of Low Pressure Reservoirs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170128 |