Эмульсионный раствор на углеводородной основе

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при бурении скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов. Технический результат - получение технологичного эмульсионного раствора на углеводородной основе термостабильного до 200°С, с возможным диапазоном плотностей от 0,84 до 2,3 г/см3, обеспечивающего снижение диспергируемости выбуренного глинистого шлама и улучшение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта при первичном вскрытии и глушении скважин. Эмульсионный раствор на углеводородной основе содержит, мас.%: дизельное топливо 14,98-84,55, органофильный бентонит 0,39÷4,26, «Эмульгатор МР» 0,83-2,38, «Гидрофобизатор АБР» 0,015-0,73, минерализованную хлоридом калия,или натрия, или кальция водную фазу 1,5-36,73, 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А 0,33-3,81, окись кальция 0,39-2,38, минеральный наполнитель - мел или барит остальное. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе (ЭРУО), применяемым при бурении скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, содержащий нефтепродукт, эмульгатор, органофильный бентонит, водную фазу различной степени минерализации и дополнительно третичный амин (SU 1788000 А1). Недостатком данного раствора является ограниченная термостойкость. Величина фильтрации после термообработки при 150°С достигает 19 см3 даже при содержании органофильного бентонита - 9,9%.

Известен буровой раствор на углеводородной основе, включающий углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, утяжелитель и в качестве структурообразователя атактический полипропилен и парафин (RU 2208035 С1). Недостатками данного раствора являются низкая термостойкость (до 100°С) и нетерпимость к воздействию воды вследствие использования в качестве загустителя и эмульгатора водорастворимой натриевой соли жирной кислоты.

Известно об использовании в составе эмульсионных растворов на углеводородной основе полиизобутиленов с молекулярной массой 175000-200000 (Применение маслорастворимых полимеров для повышения качества растворов на углеводородной основе. /К.Ш.Овчинский, И.З.Файнштейн, Р.К.Рахматуллин и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 1992. - № 1. - С.15-19), их применение ограничивается температурами 100-120°С. Более термостойким (до 200°С) является эмульсионный раствор, содержащий в качестве нефтерастворимого полимера шинный ренегат (ШР) (см. там же). Однако данный раствор нетехнологичен, поскольку ШР растворяется лишь при температурах свыше 250°С.

Наиболее близким техническим решением является «Блокирующая жидкость «ЖГ-ИЭР-Т» (RU 2357997 С1), состоящая из углеводородной фазы - нефти или дизельного топлива, органофильной глины, «Эмульгатора МР» или «Эмульгатора Нефтенола НЗб», «Гидрофобизатора АБР», минерализованной хлоридами натрия, или калия, или кальция водной фазы и регулятора фильтрации - мела. Для достижения необходимой плотности в составе жидкости может использоваться барит. Недостатками данной жидкости являются:

- низкая термостойкость (до 150°С),

- недостаточно широкий диапазон возможных плотностей, ограниченный интервалом 0,9-2,2 г/см3,

- высокая диспергирующая способность по отношению к глинистому шламу, что делает неэффективным ее применение при бурении пологих скважин в неустойчивых глинистых отложениях,

- фильтрационные характеристики (величина фильтрации, вязкость фильтрата), отрицательно влияющие на сохранение продуктивности коллекторов при их вскрытии или глушении.

Задачей изобретения является разработка технологичного эмульсионного раствора на углеводородной основе термостабильного до 200°С, с возможным диапазоном плотностей от 0,84 до 2,3 г/см3, обеспечивающего снижение диспергируемости выбуренного глинистого шлама и улучшение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта при первичном вскрытии и глушении скважин.

Сущность изобретения состоит в том, что эмульсионный раствор на углеводородной основе, содержащий дизельное топливо, органофильный бентонит, «Эмульгатор МР», «Гидрофобизатор АБР», минерализованную хлоридом калия, или натрия, или кальция водную фазу, минеральный наполнитель - мел или барит, отличающийся тем, что он дополнительно содержит 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А и окись кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Дизельное топливо 14,98-84,55
Органофильный бентонит 0,39-4,26
«Эмульгатор МР» 0,83-2,38
«Гидрофобизатор АБР» 0,015-0,73
Указанная водная фаза 1,5-36,73
Указанный раствор полиизобутилена 0,33-3,81
Окись кальция 0,39-2,38
Барит или мел Остальное

Причем окись кальция вводят непосредственно перед указанной водной фазой. Для приготовления ЭРУО могут использоваться выпускаемые промышленностью материалы. Например, в качестве органофильного бентонита - «Орбент-91» по ТУ 2458-079-17197708-2003; который представляет собой продукт взаимодействия бентонитовой глины с четвертичной аммониевой солью;

в качестве эмульгатора - «Эмульгатор МР» по ТУ 2458-097-17197708-2005, который представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров жирный кислот и триэтаноламина;

в качестве гидрофобизатора - «Гидрофобизатор АБР» по ТУ 2483-081-17197708-2002, который представляет собой углеводородный раствор продуктов конденсации жирных кислот и аминов.

В качестве водной фазы, в зависимости от условий бурения, используются насыщенные водные растворы хлоридов калия, или натрия, или кальция, не оказывающие существенного влияния на технологические свойства растворов.

В качестве полиизобутилена с молекулярной массой 20000 может использоваться нефтерастворимый полимер «НРП-20М», выпускающийся по ТУ 2483-028-54651330-09 или ТУ 2458-012-94310333-2008 и представляющий собой 20%-ный по массе раствор указанного полиизобутилена в индустриальном масле И-20А.

Ввод в состав ЭРУО полиизобутилена с молекулярной массой 20000 (в виде «НРП-20М») позволяет повысить термостабильность раствора за счет того, что молекулы полиизобутилена, находясь в межфазном слое, способствуют повышению плотности защитных оболочек на капельках воды и способствуют росту агрегативной устойчивости эмульсии. Кроме того, загущая дисперсионную среду ЭРУО (дизельное топливо), «НРП-20М» повышает структурно-реологические свойства раствора, снижает его фильтрацию и увеличивает вязкость фильтрата, что благоприятно сказывается на сохранении фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Это особенно важно при необходимости использования для бурения или глушения скважин ЭРУО с минимально возможной плотностью, так как ввод «НРП-20М» позволяет улучшить перечисленные эксплуатационные характеристики без увеличения плотности раствора.

Дополнительный ввод в ЭРУО окиси кальция позволяет снизить диспергирующую способность раствора, что особенно важно при бурении пологих скважин в неустойчивых глинистых отложениях.

Для приготовления раствора не требуется специального оборудования или нагрева.

ЭРУО готовят следующим образом.

В углеводородной среде растворяют полиизобутилен, а затем вводят и диспергируют под высокооборотной мешалкой органофильный бентонит.

В полученную органоглинистую полимерную суспензию последовательно вводят эмульгатор, окись кальция и приготовленную заблаговременно минерализованную водную фазу. При этом реакция перехода окиси кальция в гидроокись происходит до блокирования глобул воды эмульгатором и полимером. Эмульсию интенсивно перемешивают при 9000-13000 об/мин до достижения постоянного значения показателя электростабильности.

Для получения раствора с плотностью меньше 1,0 г/см3 регулируют соотношение фаз эмульсии (углеводород - вода) в сторону увеличения содержания углеводорода. Для получения раствора с плотностью больше 1.0 г/см3 исходную эмульсию утяжеляют мелом или баритом с одновременным разбавлением дизельным топливом и обработкой «Гидрофобизатором АБР». Экспериментальным путем были установлены соотношения между необходимой плотностью раствора, количеством неутяжеленной эмульсии, барита или мела, дизельного топлива для разбавления раствора и гидрофобизатора.

В пересчете на исходные материалы составы ЭРУО различной плотности представлены в таблице 1.

Базовым составом для утяжеления является эмульсия плотностью 1,0 г/см3. Для утяжеления раствора до плотности 1,2 г/см3 возможно использование мела или барита, свыше 1,2 г/см3 раствор утяжеляется только баритом. При необходимости утяжеления баритом мел в состав раствора не вводится.

Прототип готовится по аналогичной технологии с тем же количеством основных компонентов, без добавления «НРП-20М» и окиси кальция.

В зависимости от решаемой задачи изобретение иллюстрируется следующими примерами.

Таблица 1
Составы растворов различной плотности, мас.%
Наименование компонента Плотность растворов, г/см3
0,84 0,9 1,0 1,20 1,20 1,8 2,3
Дизельное топливо 84,55 68,61 49,82 36,31 39,56 22,10 14,98
«НРП-20М» 3,81 2,8 1,68 1,23 1,26 0,61 0,33
Органобентонит «Орбент-91» 4,26 3,33 2,0 1,46 1,50 0,72 0,39
«Эмульгатор МР» 1,075 2,11 2,38 1,73 1,90 1,43 0,83
Окись кальция 2,38 2,23 2,0 1,46 1,5 0,72 0,39
Водная фаза 1,53 17,56 36,73 30,46 31,72 16,65 9,3
«Гидрофобизатор АБР» 0,015 0,03 0,15 0,27 0,23 0,69 0,73
Мел 2,38 3,33 5,0 27,08 - - -
Барит - - - - 22,33 57,08 73,05

Для сравнения линейки возможных плотностей предлагаемого раствора и прототипа приготовили по три пробы растворов плотностью 0.84 г/см3, 1.0 г/см3 и 2.3 г/см3 по рецептурным составам, представленным в таблице 1.

Качество растворов до и после термостатирования при 200°С оценивали следующими показателями свойств: плотность (ρ, г/см3), электростабильность (Э, В), пластическая вязкость (ηпл, мПа·с), статическое (CHC1/10, дПа) и динамическое (τо, дПа) напряжения сдвига.

Результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2
Показатели свойств предлагаемого раствора и прототипа до и после термостатирования
№№ п/п Показатели свойств
Предлагаемый раствор Прототип
ρ, г/см3 ηпл, мПа·с τ0, дПа CHC1/10, дПа Э, В ρ, г/см3 ηпл, мПа·с τ0, дПа CHC1/10, дПа Э, В
1 0,84 22 37 15/18 1910 0,85 3 3 0/0 1830
2 1,0 40 80 33/36 837 1,0 14 57 16/16 430
3 2,3 81 220 108/114 1134 2,3 68 195 87/90 333
Термостатирование при 200°С
1 0,84 13 32 12/15 1830 0,85 3 3 0/0 837
2 1,0 27 134 21/24 626 1,0 3 6 0/0 125
3 2,3 90 225 54/60 456 2,3 Параметры неизмеримые (флокуляция) 13

Анализ представленных результатов показывает, что предлагаемый раствор выдерживает температуру 200°С во всем диапазоне заявленных плотностей, о чем свидетельствуют показатели структурно-реологических свойств и электростабильности. Прототип плотностью 0,84 г/см3 не имеет вязкопластичных структурных свойств, что не позволяет использовать его в качестве промывочной жидкости. Это связано с тем, что в таких системах для повышения вязкостных и структурных показателей раствора используются компоненты (органофильный бентонит, водная фаза), которые одновременно повышают и плотность раствора до заявленного значения 0,9 г/см3. Прототип плотностью 1.0 г/см3 также теряет свои структурно-реологические свойства после прогрева на 200°С.

Характер изменения реологических свойств предлагаемого раствора и прототипа данной плотности в режиме поэтапного нагрева на высокотемпературном реометре OFITE Viscometer Modell 1100 позволяет определить температурные границы их возможного применения (таблица 3).

Таблица 3
Показатели реологических свойств растворов при различных температурах
Температура,°С Предлагаемый раствор Прототип
ηпл, мПа·с τ, дПа ηпл, мПа·с τ, дПа
49 29 64 16 40
80 19 57 14 39
110 16 93 11 39
140 15 123 9 12
150 14 127 3 3
200 12 93 - -

При температуре 150°С прототип теряет свои вязкостные и структурные свойства.

В растворе (по прототипу) плотностью 2,3 г/см3 после термостатирования при 200°С (таблица 2) происходит флокуляция раствора (реологические свойства становятся неизмеримыми, Э=13 В), вследствие недостаточной прочности межфазных слоев эмульсии только за счет эмульгатора и прямого контакта частичек барита с выделившейся водной фазой раствора.

Влияние предлагаемого раствора и прототипа на сохранение проницаемости пласта коллектора (на примере растворов плотностью 1,0 г/см3) провели на усовершенствованной установке по исследованию кернов в соответствии с РД 39-0147001-742-92 «Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов». Температура эксперимента 85°С. В ходе эксперимента определяли фильтрацию (Ф, см3/30 мин), скорость установившейся фильтрации (V, м/с) и коэффициент восстановления проницаемости (Р, %), определяемый как отношение проницаемости керна по маслу до и после воздействия на него раствора. После этого расчетным путем определяли радиус фильтрации Rф и ОП (отношение фактической продуктивности пласта к потенциальной).

Результаты исследований на двух типах кернов с различной проницаемостью (Km. мкм2) представлены в таблице 4.

Таблица 4
Влияние типа раствора на показатели качества вскрытия продуктивных пластов
Тип раствора Группа породы Km, мкм2 Ф, см3/30 мин Vф, м/с βф, % RФ, м ОП
Предлагаемый раствор I 0,00649 0,32 2,1·10-7 72,5 0,26 0,98
Прототип I 0,00753 0,75 2,8·10-7 67,0 0,35 0,94
Предлагаемый раствор II 0,0172 0,38 3,3·10-7 75,6 0,26 0,98
Прототип II 0,0169 1,15 6,4·10-7 57,0 0,36 0,93

Анализ представленных результатов позволяет оценить предлагаемый раствор как систему, лучшую с точки зрения сохранения естественной проницаемости пласта-коллектора.

Диспергирующую способность предлагаемого раствора и прототипа оценили по глинистому шламу Оренбургского НГДУ в соответствии с методикой «Rolling Test».

Данная методика предусматривает ввод в раствор равного количества шлама определенной степени дисперсности, выдержкой его в течение заданного времени в автоклавах с горизонтальным вращением при определенной температуре с последующим просеиванием раствора через сито с размерами, соответствующими нижней планке дисперсности. После чего определяют процент непродиспергированного шлама. Условия эксперимента и полученные результаты представлены в таблице 5.

По результатам испытаний установлено, что в предлагаемом растворе глинистые породы диспергируются значительно хуже, чем в растворе по прототипу. Ингибирующее воздействие предлагаемого раствора объясняется наличием в его составе окиси кальция и улучшенными фильтрационными характеристиками.

Таблица 5
Оценка диспергирующей способности предлагаемого раствора и прототипа
Показатели Предлагаемый раствор Прототип
Месторождение Оренбургское НГКМ
Номер скважины 1080/2
Тип шлама Глинистый
Вес шлама, г 20,0
Степень дисперсности, мм 0,7-2,0
Температура эксперимента, °С 65
Время прокатки, ч 5
Кол-во непродиспергированного шлама, г 17,02 9,95
Процент непродиспергированного шлама, % 85,1 49,65

1. Эмульсионный раствор на углеводородной основе, содержащий дизельное топливо, органофильный бентонит, «Эмульгатор МР», «Гидрофобизатор АБР», минерализованную хлоридом калия, или натрия, или кальция водную фазу, минеральный наполнитель - мел или барит, отличающийся тем, что он дополнительно содержит 20%-ный раствор полиизобутилена с молекулярной массой 20000 в индустриальном масле И-20А и окись кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Дизельное топливо 14,98-84,55
Органофильный бентонит 0,39-4,26
«Эмульгатор МР» 0,83-2,38
«Гидрофобизатор АБР» 0,015-0,73
Указанная водная фаза 1,5-36,73
Указанный раствор полиизобутилена 0,33-3,81
Окись кальция 0,39-2,38
Барит или мел остальное

2. Эмульсионный раствор по п.1, отличающийся тем, что окись кальция вводят непосредственно перед указанной водной фазой.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин.
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. .
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. .
Изобретение относится к способу приготовления наноэмульсий вода в масле или масло в воде, в котором дисперсная фаза распределена в дисперсионной фазе в виде капель, имеющих диаметр от 1 до 500 нм, включающему: 1) приготовление гомогенной смеси (1) вода/масло, характеризующейся поверхностным натяжением менее 1 мН/м, включающей воду в количестве от 30 до 70 масс.%, по меньшей мере два поверхностно-активных вещества с различным ГЛБ, выбираемыми из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таком количестве, чтобы сделать смесь гомогенной; 2) разбавление смеси (1) в дисперсионной фазе, состоящей из масла или воды с добавлением поверхностно-активного вещества, выбираемого из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем количество дисперсионной фазы и поверхностно-активного вещества является таким, чтобы получить наноэмульсию с ГЛБ, отличающимся от ГЛБ смеси (1).
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов).

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных цементных растворов при цементировании обсадных колонн, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта. .

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин.
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. .
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину. .
Изобретение относится к способу приготовления наноэмульсий вода в масле или масло в воде, в котором дисперсная фаза распределена в дисперсионной фазе в виде капель, имеющих диаметр от 1 до 500 нм, включающему: 1) приготовление гомогенной смеси (1) вода/масло, характеризующейся поверхностным натяжением менее 1 мН/м, включающей воду в количестве от 30 до 70 масс.%, по меньшей мере два поверхностно-активных вещества с различным ГЛБ, выбираемыми из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таком количестве, чтобы сделать смесь гомогенной; 2) разбавление смеси (1) в дисперсионной фазе, состоящей из масла или воды с добавлением поверхностно-активного вещества, выбираемого из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем количество дисперсионной фазы и поверхностно-активного вещества является таким, чтобы получить наноэмульсию с ГЛБ, отличающимся от ГЛБ смеси (1).
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов).

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных цементных растворов при цементировании обсадных колонн, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта. .
Изобретение относится к сшивающим композициям и их использованию в нефтедобывающей области

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, применяемым при бурении скважин, и к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов

Наверх