Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к составам для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением и снижения проницаемости интервалов пласта в нагнетательных скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами. Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине, содержащая углеводородную жидкость, остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ и воду, дополнительно содержит неорганическую соль алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная жидкость - 74-90; остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ - 3-5; неорганическая соль алюминия - 2-4; вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопроницаемых и трещиноватых коллекторов нефтедобывающих и нагнетательных скважин за счет улучшения структурно-механических свойств предлагаемой эмульсии, нарастания этих свойств во времени, за счет снижения размываемости эмульсионного состава при одновременном повышении его стабильности в условиях низких пластовых температур 30-45^oС и сохранении стабильности этих свойств в условиях повышенных температур 95-110^oС при контакте с различными по минерализации пластовыми водами, а также за счет сохранения ингибирующих свойств эмульсии и повышения ее селективных изолирующих свойств. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для селективного ограничения водопритоков в нефтяных скважинах, для увеличения нефтеотдачи пластов заводнением и снижения проницаемости интервалов пласта в нагнетательных скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами.

Известен состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах, содержащий углеводородную жидкость, неионогенное поверхностно-активное вещество (эмультал), хлорид кальция, древесную муку, нефрас (см. патент РФ 2131 5/3, кл. Е 21 В 43/32 от 1997).

Недостатком этого состава является то, что состав, проникая в пласт, вызывает кольматацию пор и трещин частицами древесной муки, которые со временем, вымываясь, засоряют призабойную зону пласта (ПЗП). Кроме того, этот состав не обеспечивает прочность изоляционного экрана в водонасыщенных пластах с высокоминерализованными пластовыми водами.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов заводнением, а также для изоляции водопритоков к нефтяным скважинам, содержащий хлорид алюминия, карбамид, цеолит и воду (патент РФ 2143551, кл. Е 21 В 43/22 от 1997).

Недостатком известного состава является то, что образование в пласте объемной гелеобразующей композиции, изолирующей пласт, возможно лишь в условиях высоких температур (50-90^oС) и протекает в течение длительного времени.

Известна гидрофобная эмульсия для изоляции водопритоков в нефтедобывающих скважинах (Г. А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.И. Глущенко Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Наука, 1991), включающая углеводородную жидкость, пластовую воду или водный раствор хлорида кальция или раствор сильной кислоты и эмульгатор ЭС-2 - продукт амидирования кубовых остатков синтетических жирных кислот декстрамином.

Однако указанная эмульсия является неустойчивой в кислых и слабоминерализованных средах, а именно в этих средах снижается ее вязкость и структурно-механические свойства.

Наиболее близкой к предлагаемому решению по назначению и технической сущности является гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину (патент РФ 2134345, кл. Е 21 В 43/32 от 1997), содержащая в мас.%: нефть 32,0-56,0; кубовые остатки производства аминов С₁₇-С₂₀ или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С₁₇-С₂₀ и остатков кубовых при производстве капролактама 1,0-4,0 и пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м³ - остальное.

В таких эмульсиях плотная упаковка аминов в межфазном слое с образованием структурированных и предельно сольватированных дисперсионной средой адсорбционных пленок стабилизирует эмульсии, придавая им высокие структурно-механические свойства.

Однако в высокопроницаемых пористых и трещиноватых коллекторах первоначально загущающаяся в водопромытых каналах пласта известная эмульсия по истечении 4-6 мес. (по результатам опытно-промысловых испытаний) начинает размываться под давлением пластовых вод в связи с постепенным ослаблением ее структурно-механических свойств, что делает изоляцию некачественной.

Предлагаемым изобретением решается задача повышения эффективности изоляции водопроницаемых и трещиноватых коллекторов нефтедобывающих и нагнетательных скважин за счет улучшения структурно-механических свойств предлагаемой эмульсии, нарастания этих свойств во времени за счет снижения размываемости эмульсионного состава при одновременном повышении его стабильности в условиях низких пластовых температур (30-45^oС) и сохранении стабильности этих свойств в условиях повышенных температур (95-110^oС) при контакте с различными по минерализации пластовыми водами, а также за счет сохранения ингибирующих свойств эмульсии и повышения ее селективных изолирующих свойств.

Для достижения указанного технического результата известная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине, содержащая углеводородную жидкость, остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ и воду, дополнительно содержит неорганическую соль алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Углеводородная жидкость - 74-90 Остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ - 3-5 Неорганическая соль алюминия - 2-4 Вода - Остальное Амины образуют с солями алюминия комплексные соединения - мицеллярные (ассоциативные) коллоидные системы, в которых дополнительная ассоциация молекул обусловлена, вероятно, образованием координационных связей иона Al³⁺ с атомом азота в аминогруппе.

Плотная упаковка жирных аминов на межфазной поверхности и способность аминов образовывать на поверхности глобул дисперсной фазы объемные гидрофобные защитные слои, ведущие к загущению дисперсионной среды эмульсии и созданию конденсированного адсорбционного слоя, придают высокие структурно-механические свойства и стабильность предлагаемой эмульсии. Образование кислоты в процессе гидролиза солей алюминия и последующая реакция с аминами с образованием комплексных соединений, экстрагирующихся органической фазой эмульсии, протекает постепенно, в результате чего предлагаемая эмульсия набирает структуру во времени, увеличивая значения статического напряжения сдвига с повышением стабильности.

Более низкое водосодержание предлагаемой эмульсии и более высокие структурно-механические характеристики обеспечивают снижение размываемости эмульсий в водонасыщенных каналах пласта и повышают ее стабильность в условиях низких пластовых температур (30-45^oС) и обеспечивают сохранение стабильности эмульсии в условиях повышенных (95-110^oС) температур.

В присутствии кислотообразующих (в процессе гидролиза) солей алюминия повышается полярность и взаиморастворимость кубовых остатков при производстве аминов в углеводородной и водной фазах, что приводит к снижению межфазного натяжения и повышению селективных свойств предлагаемого эмульсионного состава.

Для приготовления предлагаемой эмульсии в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: - нефть месторождений Пермской области; - остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ марки Б, выпускается Березниковским ОАО "Азот" по ТУ 2413-047-00480689-95 со следующими характеристиками: содержание аминов I в % - не менее 88,2; содержание аминов II в % - не более 4,7;
содержание углеводородов в % - не более 7,0;
- хлорид алюминия 6-водный, ГОСТ 3759-75;
- сульфат алюминия 27%-водный раствор, выпускается ОАО "Галоген" по ТУ 2141-127-05807960-96;
- вода техническая.

Для приготовления эмульсии в лабораторных условиях в нефть вводят остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ в виде 35%-ного раствора в керосине и после 5-10-минутного перемешивания постепенно добавляют раствор соли алюминия диспергируя состав на мешалке с частотой об/мин 1500-2000 в течение 10-15 мин.

Пример 1. К 71 см³ нефти Гожанского месторождения с ρ =908 кг/м³ и μ =42 мПа•с добавляют 14,5 см³ 35%-ного раствора остатков кубовых при производстве аминов ₁₇-C₂₀ в керосине (раствор готовят заранее) и перемешивают в течение 10 мин на лабораторной мешалке с частотой 1500-2000 об/мин, затем сюда же в процессе перемешивания добавляют 14,5 см³ 25%-ного водного раствора хлорида алюминия. Состав продолжают перемешивать в течение 10 мин до получения предлагаемой эмульсии.

Пример 2. К 73,5 см³ нефти Караморского месторождения с ρ =880 кг/м³ и μ =19 мПа•с добавляют 14,5 см³ 35%-ного раствора остатков кубовых при производстве аминов ₁₇-C₂₀ в керосине и перемешивают в течение 10 мин на лабораторной мешалке с частотой 1500-2000 об/мин, затем сюда же в процессе перемешивания добавляют 12 см³ 13,5%-ного водного раствора сульфата алюминия. Состав продолжают перемешивать в течение 10 мин до получения предлагаемой эмульсии.

Составы с другим содержанием ингредиентов готовили аналогичными образом.

Полученную эмульсию термостатируют при 20^oС (40^oС) и анализируют ее структурно-реологические свойства.

Условная вязкость, определяемая на вискозиметре ВЗ-1, характеризует гидравлическое сопротивление эмульсии процессу прокачивания.

Эффективная вязкость, характеризующая сумму вязкостного и прочностного сопротивлений течению эмульсии, замерялась на ротационном вискозиметре при скоростях сдвига Дг=1,5 с^-1 и Дг=656 с^-1.

Статическое напряжение сдвига (СНС) определялось на приборе СНС-2 через 1 и 10 мин после перемешивания эмульсии, а также в дальнейшем через 2 ч, сутки, 3 суток, 10 суток и месяц. СНС характеризует прочность тиксотропной структуры эмульсии в состоянии покоя.

Термостабильность определялась выдерживанием эмульсии в термостате при 20, 40, 95 и 100 и 110^oС (эмульсии при температурах 95, 100 и 110^oС выдерживались в течение 16 ч) и визуальным наблюдением за отсутствием расслоения эмульсии.

Стабильность эмульсии в различных минерализованных средах определялась устойчивостью к смешиванию с пластовыми водами различной минерализации.

Данные о составе и структурно-механических свойствах предлагаемой и известной эмульсий приведены в таблице 1.

Данные об изменении структурно-реологических свойств предлагаемой и известной эмульсий во времени при температуре 40^oС приведены в таблице 2.

Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что во всех опытах предлагаемая эмульсия (опыты 1-5, 8, 10, 11) имеет лучшие структурно-механические свойства по сравнению с прототипом (опыты 12, 13). Так, СНС предлагаемых эмульсий в течение 3 суток возрастает в 1,3-12 (в среднем в 6,7) раз от 30-285/42-290 дПа через 1 и 10 мин покоя до 247-450 дПа через 3 суток. СНС известного состава через 1 и 10 мин покоя составляет 28-75/46-140 дПа соответственно (таблица 1).

Кроме того, предлагаемая эмульсия отличается набором тиксотропной структуры во времени, а также набором структуры в условиях пластовых температур (таблица 2), что обеспечивает снижение размываемости предлагаемой эмульсии в пластах с высокой проницаемостью и увеличивает продолжительность эффекта изоляции.

Более низкие значения начальной условной вязкости предлагаемой инвертной эмульсии по сравнению с прототипом облегчают процесс ее закачивания в пласт.

Соотношение концентрации соли алюминия в предлагаемой эмульсии составляет 2-4 мас. %. Снижение концентрации соли до 1% (состав 4, 7) ухудшает структурно-механические свойства эмульсии, а увеличение концентрации соли в составе эмульсии до 5% (состав 6) является экономически невыгодным, так как не улучшает ее качества.

Интервал концентраций остатков кубовых при производстве аминов C₁₇-C₂₀ определялся подбором концентраций, направленным на получение оптимально высоких структурно-реологических свойств и стабильности эмульсий с учетом себестоимости самого химреагента.

Интервал концентраций углеводородной жидкости (74-90 мас. %) и воды (10-18 мас. % в предлагаемой эмульсии определялся также исходя из структурно-реологических свойств получаемого гидрофобного эмульсионного состава и направлен на повышение этих свойств во времени и сохранение устойчивости этих свойств в условиях пластовых температур.

Аналогично прототипу предлагаемая эмульсия не теряет своей стабильности в различных по минерализации и значению рН пластовых водах и, обладая высокой адгезией и адсорбцией, несет в себе ингибирующие свойства для защиты подземного оборудования.

Заявляемая эмульсия полностью сохраняет естественные коллекторские свойства пласта, т. к. кислота, образующаяся при гидролизе соли алюминия, оказывается химически связанной: на погруженных в эмульсию кусочках мрамора не обнаружены следы реакции.

Благодаря низкому объемному водосодержанию заявляемой эмульсии ее можно использовать и в зимнее время как низкозастывающую среду.

Формула изобретения

Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине, содержащая углеводородную жидкость, остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит неорганическую соль алюминия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Углеводородная жидкость - 74 - 90
Остатки кубовые при производстве аминов С₁₇-С₂₀ - 3 - 5
Неорганическая соль алюминия - 2 - 4
Вода - Остальноев

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

PC4A Государственная регистрация перехода исключительного права без заключения договора

Дата и номер государственной регистрации перехода исключительного права: 31.10.2011 № РП0001802

Лицо(а), исключительное право от которого(ых) переходит без заключения договора:
Общество с ограниченной ответственностью "Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефти" (RU)

Правопреемник: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (RU)

(73) Патентообладатель(и):
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (RU)

Адрес для переписки:
ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг", Э.М. Брандману, ул. Сущевский Вал, 2, Москва, 127055

Дата публикации: 10.12.2011

---