Комплексный эмульгатор для создания инвертного эмульсионного раствора на основе минерального масла, применяемого при вскрытии продуктивных пластов


 


Владельцы патента RU 2534353:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора. Комплексный эмульгатор для инвертного эмульсионного раствора содержит, мас.%: таловое масло 30-40, этиленгликоль 10-20, эмульгатор ЭКС-ЭМ 20-40, негашеная известь 10-20. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе, применяемым в составах буровых растворов на углеводородной основе для вскрытия продуктивных пластов.

Известен эмульсионный буровой раствор, содержащий глинопорошок бентонитовый, КМЦ-700, омыленный таловый пек, таловое масло, микрокальцит, триполифосфат натрия, пеногаситель MAC-200 и воду [Технологический регламент ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «Газпром» «Применения облегченного бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов на Ямбургском и Уренгойском ГКМ», РД-00158758-215-2000 г.Тюмень 2000 г., стр.8-9].

Известен также раствор, содержащий органобентонит, углеводородную среду, хлористый кальций, таловое масло, эмультал и воду. Известен также раствор, содержащий органобентонит, углеводородную среду, хлористый кальций, таловое масло, нефтенол НЗ, Синол-М и воду [«Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах». Н.А. Петров, А.Я. Соловьев и др. - М.: Химия, 2008, стр. 252-253].

В качестве эмульгатора известных эмульсионных растворов использованы таловое масло, эмультал, Нефтенол НЗ, Синол-М. Однако при бурении скважин, известные растворы имели общие недостатки, например, такие как отсутствие стабильности эмульсии в течение длительного времени (свыше 120 ч) в интервалах высоких температур, резкое повышение вязкости в интервале многолетних мерзлых пород при длительных простоях скважин, сложность приготовления, многокомпонентность состава и поддержания реологических и структурно-механических свойств данных растворов.

Задачей изобретения является сохранение реологических и структурно-механических свойств инвертных эмульсионных буровых растворов, возможность их использования при длительных простоях скважины, как в условиях высоких температур, так и в условиях отрицательной температуры, снижение многокомпонентности составов таких растворов.

Технический результат заключается в обеспечении длительной электростабильности эмульгатора и снижении применения количества компонентов - добавок.

Указанный технический результат достигается тем, что комплексный эмульгатор для создания инвертного эмульсионного раствора, применяемого при вскрытии продуктивных пластов, содержит в своем составе таловое масло в качестве растворителя, этиленгликоль для снижения вязкости, эмульгатор ЭКС-ЭМ и негашеную известь в качестве стабилизатора-поставщика катионов для образования кальциевых мыл в следующем соотношении ингредиентов, мас.%: таловое масло - 30-40, этиленгликоль - 20, негашеная известь - 10-20; эмульгатор ЭКС-ЭМ - 20-40

Причинно-следственная связь между существенными признаками и достигаемым техническим результатом следующая.

Таловое масло используется как среда для растворения компонентов. Добавка этиленгликоля, используемого в качестве вещества, улучшающего растворимость в таловом масле эмульгатора ЭКС-ЭМ, придает раствору необходимые реологические свойства. В свою очередь негашеная известь в сочетании с таловым маслом и эмульгатора ЭКС-ЭМ, применяемая в качестве стабилизатора, дает эффект поддержания концентрации свободных радикалов оксида кальция, участвующих с образовании новых стабилизирующих эмульсию свойств.

Таловое масло производится по ТУ 13-0281078-119-89, широко применяется при изготовление лаков и красок. Этиленгликоль производится по ГОСТ 19710-83, широко используется в нефтегазовой промышленности. Эмульгатор ЭКС-ЭМ выпускается по ТУ 2413-035-53501222-2003, ЗАО «ПОЛИЭКС», применяется в нефтегазовой промышленности для повышения нефтеотдачи пластов. Негашеная известь производится по ТУ 5744-001-4276689-2005, широко используется в строительной отрасли и при производстве строительных материалов.

Комплексный эмульгатор для инвертного эмульсионного раствора (КЭС-1М) готовят следующим образом.

На требуемый объем набирается таловое масло, через гидродиспергатор вводят этиленгликоль, затем эмульгатор ЭКС-ЭМ и негашеную известь. Раствор тщательно перемешивают механическим способом. После образования однородной структуры КЭС-1М готов к применению. Покомпонентный состав КЭС-1М и результаты испытаний представлены в таблице 1. Необходимые технологические параметры для инертных эмульсионных растворов следующие: плотность, г/см3- 0,8-1.15; пластическая вязкость, мПа·с - 20-30; динамическое напряжение сдвигу (ДНС), мПа·с - 10-25, электропроводность, мг/дм3 - >420, водоотдача, см3/30 мин - <3.

Проведенные испытания показывают, что изменение количественного содержания ингредиентов в меньшую сторону не обеспечивает необходимых реологических свойств, а в большую сторону экономически не выгодно, так как повышенный расход реагентов не соответствует ожидаемому эффекту. С увеличением концентрации эмульгатора ЭКС-ЭМ усиливаются свойства эмульсии растворять водную фазу раствора в минеральном масле и полученный раствор лучше смешивается, при этом получаемый эффект существует до концентрации 40% в КЭС-1М.

Таким образом, заявляемый комплексный эмульгатор представляет собой инвертную эмульсию для сохранения первоначальных коллекторских свойств продуктивного пласта, обладающую стабильностью по истечении длительного временим и возможностью его неоднократного использования.

Таблица 1
Покомпонентный состав КЭС-1М и результаты испытаний.
Компоненты, входящие в состав эмульгатора, масс.% Реологические свойства эмульгатора на углеводородной основе
Вари-анты Таловое масло Негашеная известь Этилен-гликоль Эмульгатор ЭКС-ЭМ Плотность, г/см3 Пластическая вязкость, мПа·с ДНС, мПа·с Электропроводность, мг/дм3 Водоотдача, см3/30 мин
1 25 5 10 60 0,75 10 5 400 4,0
2 30 10 20 40 0,82 30 10 900 0,4
3 35 15 20 30 0,83 20 15 950 0,5
4 40 20 20 20 0,85 30 25 900 0,4
5 45 25 30 0 1,20 90 40 150 9,0

Комплексный эмульгатор для инвертно-эмульсионного раствора, применяемого при вскрытии продуктивных пластов, содержащий таловое масло в качестве растворителя, отличающийся тем, что дополнительно содержит этиленгликоль для снижения вязкости, эмульгатор ЭКС-ЭМ и негашеную известь в качестве стабилизатора - поставщика катионов для образования кальциевых мыл, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

таловое масло 30-40
этиленгликоль 20
негашеная известь 10-20
эмульгатор ЭКС-ЭМ 20-40



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение температуры горения, скорости горения и удельной теплоты сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, повышение эффективности воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снижение шлакообразования, способность композиции перерабатываться методом экструзии.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт. Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышенная ингибирующая способность к глинам, низкий показатель фильтрации, высокие солеустойчивость и термоустойчивость бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 6-8; полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах) 3-6; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; воду остальное. 6 табл.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы. Указанными частицами будут набухающие в воде, сшивающие и растворимые в воде полимеры. Указанные частицы в содержащих воду горных породах в итоге препятствуют потоку жидкости через породные слои посредством абсорбции воды. При этом абсорбирующие частицы содержат суперабсорбирующий полимер с анионными и/или катионными свойствами и действием замедленного набухания. Набухание суперабсорбирующего полимера начинается не ранее чем спустя пять минут. Причем указанный полимер получен посредством по меньшей мере одного из четырех предложенных вариантов процесса. Техническим результатом является повышение эффективности закупоривания подземных формаций. 44 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Способ изготовления ультралегковесного кремнеземистого магнийсодержащего проппанта, включающий помол исходной шихты, состоящей из кварц-полевошпатного песка и серпентинита, формирование гранул, их обжиг при температуре, не превышающей 1200°С, и рассев, где в исходную шихту, измельченную до фракции 20 мкм и менее с содержанием фракции менее 5 мкм - 20-30 масс.%, фракции 5-20 мкм - 70-80 масс.%, вводят каолиновую вату с длиной волокон до 15 мкм при следующем соотношении компонентов, масс.%: серпентинит 1-5, каолиновая вата 0,05-2, кварц-полевошпатный песок остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение устойчивости к динамическим нагрузкам при насыпной плотности проппанта менее 1,3 г/см3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы. Инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит, мас.%: в качестве растворителя масло гидравлическое минеральное ВМГЗ 32,0-63,0; органофильный бентонит для создания структуры раствора 0,8-3,2; микрокальцит 3,9-8,0; ксантановая смола для регулирования реологических и фильтрационных свойств 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев 15,3-16,0; негашеная известь 1,7, пеногаситель МАСС-200 0,5-0,8, барит 7,5-40,0. 1 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,46-0,64. Техническим результатом является повышение изоляционной способности цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора за счет улучшенных показателей основных технологических свойств цементного раствора-камня - высокой растекаемости, низкой фильтрации, повышенной расширяющей способности, высокой ранней прочности при широком диапазоне плотностей тампонажного раствора. 2 табл.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа. Способ включает бурение дутьевой и газоотводящей скважин, установку колонн труб, соединение скважин по угольному пласту гидроразрывом, заполнение образованного канала катализатором, осуществление розжига угольного пласта с нагревом его до температур 300-500 °С, подачу в канал перегретого водяного пара той же температуры, отвод через газоотводящую скважину горючего газа. При этом операции гидроразрыва и заполнения канала катализатором совмещают посредством использования в качестве материала проппанта катализатора на базе оксидов железа. Технический результат заключается в ускоренном процессе газификации угля в недрах земли при одновременном снижении стоимости получаемого горючего газа. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты. Предложены также способ получения указанного соединения, его применение в качестве эмульгатора в составе бурового раствора и соответствующий состав бурового раствора. Технический результат - предложенное соединение является эффективным эмульгатором при высокотемпературных условиях и высоком давлении, что позволяет снизить требуемые количества эмульгатора и стоимость системы. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта включает закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом в указанный состав добавляют 5-20 мас.% метасиликата натрия и в качестве инициатора процесса гелеобразования 3-9 мас.% хромокалиевых квасцов, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 3-4 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов. Затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 часов, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является снижение добычи попутнодобываемой воды за счет отключения высокообводненных пластов в добывающих скважинах, либо повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта заводнением и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемой воды при обработке нагнетательных скважин. 1 пр., 1 табл.
Наверх