Способ приготовления обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины



Владельцы патента RU 2304711:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины. В способе приготовления обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины смешивают растворитель парафинов нефтяной - дистиллят, эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» и 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, которые загружают в емкость, затем насосом снизу из емкости отбирают раствор соляной кислоты, другим насосом сверху из емкости отбирают дистиллят. Насосами направляют раствор соляной кислоты и дистиллят встречными потоками в диспергатор, а после него сверху в емкость. Насос для отбора раствора соляной кислоты выбирают производительностью, в 2-3 раза меньшей производительности насоса для отбора дистиллята. Смешение проводят при температуре от -15 до +30°С эмульсии. Технический результат - повышение свойств обратной нефтекислотной эмульсии по отмыванию кольматирующих соединений из призабойной зоны скважины. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины.

Известна обратная эмульсия для обработки призабойной зоны пласта, включающая смесь моно- и диизононилфенолэтоксифосфорных эфиров (фосфол - 6), ароматических углеводородов и раствора соляной кислоты 20-24%-ной концентрации или раствора глинокислоты (Патент РФ №2019688, кл. Е21В 43/27, опубл. 1994.09.15).

Известная эмульсия обладает пониженной вязкостью, чрезмерно повышенной скоростью реакции с карбонатами и малым сроком полного разрушения эмульсии, что делает ее малопригодной для обработки призабойной зоны скважины в карбонатных коллекторах.

Известен способ приготовления обратной нефтекислотной эмульсии, включающий смешение керосиногазойлевой фракции нефтяных углеводородов и тяжелого растворителя АПК, стабилизатора обратной эмульсии - реагента для добычи нефти РДН и соляной кислоты (Патент РФ №2165011, кл. Е21В 43/27, опубл. 2001.04.10).

Известный способ не позволяет приготовить обратную нефтекислотную эмульсию со свойствами, достаточными для обработки призабойной зоны скважины.

Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ приготовления гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин, включающий загрузку дисперсионную среды - керосино-газойлевую фракцию нефтяных углеводородов и эмульгирующего компонента - реагента для добычи нефти РДН - концентрата металлопорфириновых и асфальтосмолистых компонентов нефти, затем при постоянном перемешивании системы небольшими порциями введение в смеситель концентрированной соляной кислоты с плотностью не менее 1170 кг/м3, затем введение в качестве утяжелителя небольшими порциями водного раствора хлорида кальция до достижения плотности деблокирующей гидрофобной эмульсии не менее 1200 кг/м3 и механическое перемешивание компонентов в смесителе пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях (Заявка на изобретение РФ №2005101510/03, кл. Е21В 43/24, опубл. 2006.07.10 - прототип).

Известный способ не позволяет создать обратную нефтекислотную эмульсию, высокоэффективно очищающую призабойную зону скважины от кольматирующих соединений.

В предложенном изобретении решается задача повышения свойств обратной нефтекислотной эмульсии по отмыванию кольматирующих соединений из призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в способе приготовления обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины, включающем смешение дисперсионной среды, эмульгатора и раствора соляной кислоты, согласно изобретению в качестве дисперсионной среды используют растворитель парафинов нефтяной (далее дистиллят), в качестве эмульгатора - Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, при смешении компоненты загружают в емкость, насосом снизу из емкости отбирают раствор соляной кислоты, другим насосом сверху отбирают дистиллят, насосами направляют раствор соляной кислоты и дистиллят встречными потоками в диспергатор, а после него сверху в емкость, насос для отбора раствора соляной кислоты выбирают производительностью, в 2-3 раза меньшей производительности насоса для отбора дистиллята, смешение проводят при температуре от -15 до +30°С до полного приготовления обратной нефтекислотной эмульсии.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтяной скважины в призабойной зоне продуктивного пласта происходит интенсивная кольматация частицами самой разнообразной природы (закупоривание частицами раствора, миграция тонких частиц, разбухание глин, органические и неорганические наслоения, закупоривание вдавленными частицами, осаждение вторичных минералов, вынос песка). Как следствие, отмечается снижение проницаемости призабойной зоны скважины и дебита скважины. Скопления частиц в каналах перфорации также способны частично или полностью блокировать приток жидкости к скважине. Применяемые для обработки призабойной зоны нефтекислотные эмульсии недостаточно эффективно очищают призабойную зону от кольматирующих соединений. В предложенном изобретении решается задача повышения свойств обратной нефтекислотной эмульсии по отмыванию кольматирующих соединений из призабойной зоны скважины. Задача решается следующим образом.

При приготовлении обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины смешивают дисперсионную среду, эмульгатор и раствор соляной кислоты. В качестве дисперсионной среды используют растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) (ТУ 0251-062-00151638-2006). В качестве эмульгатора - эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» (ТУ 2458-012-22657427-2000). В качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты (ТУ 6-01-046-89-381-85-92).

Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» представляет собой однородную подвижную жидкость темно коричневого цвета, с плотностью при 20°С не менее 800 кг/м3, температура застывания минус 25°С, кинематическая вязкость при 20°С не менее 4 сСт.

Растворитель парафинов нефтяной (дистиллят) представляет собой однородную подвижную жидкость от желтого до черного цвета, температура начала кипения не ниже 28°С, давление насыщенных паров не более в летний период - 66,7 кПа (в зимний период - 93,3 кПа), температура вспышки не ниже минус 39°С.

Для приготовления обратной нефтекислотной эмульсии компоненты выбирают в следующем соотношении, об. %:

растворитель парафинов нефтяной (дистиллят)40-42
эмульгатор «ЯЛАН-Э-1»5-8
раствор соляной кислоты50-55

На чертеже приведена принципиальная схема установки для приготовления обратной нефтекислотной эмульсии.

Установка включает в себя резервуар-смеситель 1, резервуар для хранения эмульгатора 2, насосы 3, 4, 5, диспергатор 6, емкость для приема исходных компонентов 7 дозировочную (она же приемная) емкость для эмульгатора 8, задвижки 9-22.

Установка работает следующим образом.

Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1» из автоцистерны насосом 5 перекачивают через дозировочную (она же приемная) емкость для эмульгатора 8 в резервуар для хранения эмульгатора 2. Насосом 4 из емкости для приема исходных компонентов 7 подают расчетное количество дистиллята в резервуар-смеситель 1. В процессе этого закачивают насосом 5 в емкость для приема исходных компонентов 7 расчетное количество эмульгатора «ЯЛАН-Э-1» из дозировочной (она же приемная) емкости для эмульгатора 8, куда он самотеком поступает из резервуара для хранения эмульгатора 2. После чего через ту же емкость для приема исходных компонентов 7 закачивают в резервуар-смеситель 1 насосом 4 расчетное количество раствора соляной кислоты.

Приготовление эмульсии производят за счет перемешивания раствора соляной кислоты, дистиллята и эмульгатора «ЯЛАН-Э-1» путем их отбора насосами 4 и 3 соответственно с низа и верха резервуара-смесителя 1 и подачи в диспергатор 6 встречными потоками.

Устанавливают циркуляцию смеси по схеме: резервуар-смеситель 1 - насос 4 (открыта задвижка 20) - диспергатор 6 (через задвижку 19) - резервуар-смеситель 1 и одновременно: резервуар-смеситель 1 - насос 3 (открыта задвижка 15) - смеситель 6 (через задвижку 13) - резервуар-смеситель 1. Производительность насоса 4, забирающего с низа резервуара-смесителя 1 раствор соляной кислоты, должна быть в 2-3 раза меньше, для более качественного смешения, чем у насоса 3, подающего в основной диспергатор 6 дистиллят, поступающий на его прием с верхнего уровня жидкости резервуар-смеситель 1.

Циркуляцию осуществляют до полной готовности эмульсии в течение 1-3 часов в зависимости от необходимого объема, при температуре от -15 до +30°С.

Готовая эмульсия имеет следующие свойства: цвет - от светло до темно коричневого, вязкость по ВП-5 150-300 с, стабильность от 20 до 30 часов, удельный вес 1,05-1,07 г/см3 при 20°C.

Пример конкретного выполнения

Готовят обратную нефтекислотную эмульсию на установке согласно чертежу. В резервуар-смеситель 1 загружают 2,18 м3 дистиллята (40%), 0,27 м3 эмульгатора «ЯЛАН-Э-1» (5%) и 3 м3 22%-ного водного раствора ингибированной соляной кислоты (55%). Производительность насоса 4 для перекачки раствора соляной кислоты составляет 100-150 м3/сут, производительность насоса 3 для перекачки дистиллята составляет 250-300 м3/сут. Процесс ведут при температуре от -15 до +30°С в течение 60 мин. В результате получают обратную нефтекислотную эмульсию с заданными свойствами.

Полученную обратную нефтекислотную эмульсию продавливают в призабойную зону скважины, проводят технологическую выдержку и осваивают скважину. В результате удается полностью восстановить проницаемость призабойной зоны и дебит скважины.

Применение предложенного способа позволит добиться повышения свойств обратной нефтекислотной эмульсии по отмыванию кольматирующих соединений из призабойной зоны скважины.

Способ приготовления обратной нефтекислотной эмульсии для обработки призабойной зоны скважины, включающий смешение дисперсионной среды, эмульгатора и раствора соляной кислоты, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной среды используют растворитель парафинов нефтяной дистиллят, в качестве эмульгатора - Эмульгатор «ЯЛАН-Э-1», в качестве раствора соляной кислоты - 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты, при смешении компоненты загружают в емкость, насосом снизу из емкости отбирают раствор соляной кислоты, другим насосом сверху из емкости отбирают дистиллят, насосами направляют раствор соляной кислоты и дистиллят встречными потоками в диспергатор, а после него сверху в емкость, насос для отбора раствора соляной кислоты выбирают производительностью в 2-3 раза меньшей производительности насоса для отбора дистиллята, смешение проводят при температуре от -15°С до +30°С до полного приготовления обратной нефтекислотной эмульсии.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны нефтедобывающей или нагнетательной скважины. .

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных и увеличению приемистости нагнетательных скважин путем разглинизации призабойной зоны пласта скважины, представленной низкопроницаемыми терригенными глинистыми коллекторами и/или снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор глинистым материалом.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, именно к способам удаления полимерглинистых кольматирующих образований из продуктивных углеводородсодержащих пластов, и может найти применение при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин для увеличения их дебита.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам восстановления проницаемости углеводородсодержащих пластов, и может найти применение при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин для увеличения их дебита.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при вторичном вскрытии пласта для обработки продуктивного интервала пласта с целью накопления каверн в затрубном пространстве в эксплуатационных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам и способам кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатными коллекторами, и может быть использовано для интенсификации притока нефти, увеличения приемистости скважин, освоения скважин путем кислотной обработки карбонатного коллектора и как перфорационная среда при вторичном вскрытии пласта с карбонатным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способам приготовления и применения гидрофобных эмульсий - жидкостей глушения скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов путем проектирования и реализации закачки в них обрабатывающих химических реагентов с одновременным определением параметров загрязненной зоны продуктивного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи фациально-неоднородных пластов, а также для извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к строительству скважин и их капитальному ремонту, а именно при креплении обсадных колонн и создании флюидоупорных изоляционных покрышек в интервале хемогенных отложений, а также к процессу эксплуатации месторождений и ликвидации скважин.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно, к буровым растворам для вскрытия продуктивного пласта-коллектора. .
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам, используемым для ограничения водопритоков и заколонных пластовых перетоков при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным растворам, используемым при ликвидации негерметичности обсадных колонн газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород, а также наличием в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП).
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин, в частности, представленных мощными отложениями высоковязких глин, склонных к набуханию, в том числе с изменением целостности ствола скважины, особенно в наклонном интервале.
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения продуктивности нефтяных и увеличению приемистости нагнетательных скважин путем разглинизации призабойной зоны пласта скважины, представленной низкопроницаемыми терригенными глинистыми коллекторами и/или снизившим свою продуктивность вследствие кольматации пор глинистым материалом.
Изобретение относится к биотехнологиям в нефтедобывающей промышленности, в частности к третичным методам повышения нефтеотдачи пластов путем комплексного воздействия на пласт микроорганизмами и химическими реагентами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции. .

© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2006-09-22 2013-03-21T06:54:08
Наверх