Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНУ
ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНУ

ГИДРОФОБНАЯ ЭМУЛЬСИЯ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНУ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - придание эмульсии стабильности в условиях повышенных температур и при контакте с различными по минерализации и значению рН пластовыми водами при одновременном повышении у эмульсии селективных изолирующих свойств. Сущность: эмульсия содержит нефть, пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 и остатки кубовые при производстве аминов С17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20 - 30%-ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов - енаминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг КОН/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления циклогексанона. 2 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2134345
Класс(ы) патента: E21B43/32
Номер заявки: 97110728/03
Дата подачи заявки: 25.06.1997
Дата публикации: 10.08.1999
Заявитель(и): Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть"
Автор(ы): Южанинов П.М.; Глезденева Т.В.; Качин В.А.
Патентообладатель(и): Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть"
Описание изобретения: Изобретение относятся к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для селективного ограничения водопритоков в нефтяную скважину, снижения проницаемости интервалов пласта и увеличения охвата пласта заводнением в нагнетательных скважинах, для извлечения остаточной нефти из пластов, обводненных высокоминерализованными пластовыми водами, а также для гашения скважин как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах.
Известна гидрофобная эмульсия для обработки пласта (А.С. N 1742467 кл. E 21 B 43/22 1992 г.), предназначенная для ограничения водопритоков, содержащая обезвоженную дегазированную нефть, пресную или пластовую воду или соляную кислоту и в качестве эмульгатора - феррохромлигносульфонат.
Однако феррохромлигносульфонат - продукт взаимодействия лигносульфонатов с сернокислым железом и бихроматом натрия является дорогим и дефицитным эмульгатором, неустойчивым в высокоминерализованных пластовых водах.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению и технической сущности является гидрофобная эмульсия (Г.А.Орлов, М.Ш.Кендис, В. Н. Глушенко "Применение обратных эмульсий в нефтедобыче" М. "Недра", 1991 г. ), 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 известная гидрофобная эмульсия является неустойчивой в кислых и слабоминерализованных средах, а именно она снижает свою вязкость и структурно-механические свойства в кислых средах при pH меньше 7.
Вместе с этим эмульгатор ЭС-2, входящий и состав этой эмульсии, является дорогим и дефицитным продуктом.
Целью настоящего изобретения является придание эмульсин стабильности в условиях повышенных температур и при контакте с различными по минерализации и значению pH пластовыми водами при одновременном повышении у эмульсии селективных изолирующих свойств.
Поставленная цель достигается тем, что известная гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину, содержащая нефть, пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 и аминосодержащее соединение, в качестве последнего содержит остатки кубовые при производстве аминов C17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30% -ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов (енаминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления циклогексанона, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Нефть - 32,0 - 56,0
Остатки кубовые при производстве аминов C17 - C20 или
Продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30% -ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов (енаминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления циклогексанона - 1,0 - 4,0
Пластовая вода хлоркальциевого типа с плотностью 1060 - 1180 кг/м3 - Остальное
Повышенная активность остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20, а также указанною продукта поликонденсации, по сравнению с амидами, солями аминов и другими производными аминов обусловлена, по-видимому, наличием свободной пары электронов у атома азота и радикалом парафинового строения с числом углеродных атомов от 17 до 20.
В поверхностном слое за счет свободной пары электронов атома азота амины присоединяют электрофильные группы, превращаясь в катионы, способные к сольватации.
В тоже время аминогруппа, оттягивая на себя электроны, увеличивает подвижность водородов соседних атомов и ведет к образованию молекулярных комплексов с водородной связью (Молекулы аминов также ассоциированы в результате образования водородных связей). Образуются прочные межфазные надмолекулярные структуры в форме фазовых пленок. Эти структурированные и предельно сольватированные дисперсионной средой (пластовой водой) адсорбционные пленки стабилизируют эмульсии. Прочность и компактность адсорбционного слоя определяют высокие структурно-механические свойства эмульсии, ее стабильность. Высокомолекулярные алифатические амины снижают межфазное натяжение, сохраняя растворимость в нефти благодаря наличию в молекуле гидрофобного радикала и функциональных групп с высокой адгезией к водной фазе. Но т.к. сродство нефти и аминов неполное (амины лучше растворяются в нефти при 40-45oC), а сродство аминов с водой еще менее выражено, в эмульсии возможно появление микрокристаллов, образующих дополнительно бронированные слои. Плотная упаковка остатков кубовых при производстве аминов в адсорбционно-сольватном спое благодаря тому, что амины, являясь неионоактивными ПАВ, образуют структированные молекулярные слои на межфазной поверхности, повышает устойчивость эмульсии в широком диапазоне минерализации (от 75 до 250 г/л) и значений pH пластовых вод, а также повышает термостойкость. Полярные группы кубовых аминов и аминоспиртов способны к взаимодействию с катионами или анионами электролитов водной фазы, они устойчивы в кислых и щелочных средах. При этом повышается их полярность и взаиморастворимость в воде и нефти, снижается межфазное натяжение, что повышает селективность эмульсии.
Кроме того, предлагаемая гидрофобная эмульсия, обладая высокой адгезией и адсорбцией, несет в себе ингибирующие свойства для защиты подземного оборудования.
Для приготовления предлагаемой гидрофобной эмульсии были использованы следующие вещества:
- нефть месторождений Пермской области;
- пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1060 -1180 кг/м3;
- остатки кубовые при производстве аминов C17 - C20 воскообразная масса от желтого до светло-коричневого цвета с резким запахом; выпускаются Березниковским НПО "Азот" по ТУ 6-02-750-87 со следующими характеристиками:
- массовая доля углеводорода не более 40%
- суммарная массовая доля первичных и вторичных аминов не менее 56%
- массовая доля первичных аминов не менее 22%;
- продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов C17 - C20- и остатков кубовых при производстве капролактама, представляет собой 20-30% -ныЙ раствор в керосине аминосодержащих продуктов (енаминов, иминов и аминоспиртов) с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления - выпускается под торговой маркой ВНПП-1 по ТУ 600-5744286-74-92, представляет собой однородную темно-коричневую жидкость плотностью от 900 до 1020 кг/м3.
Для приготовления эмульсии пластовую воду эмульгируют в нефти, в которой предварительно растворены амины, до образования устойчивой эмульсии в течение 3-15 мин в зависимости от объемного соотношения фаз химического состава нефти и минерализации воды.
В промысловых условиях эмульсию готовят на стационарных установках по приготовлению обратных эмульсий или непосредственно на скважине с использованием цементировочного агрегата ЦА-320 и диспергатора.
Пример
К 60 см3 нефти Гожанского месторождения ρ = 908 кг/м3, подогретой до 40oC, добавляют 1 г остатков кубовых или ВНПП-1 и перемешивают до полного растворения аминов в течение 20 мин при комнатной температуре. Затем увеличивают число оборотов вала смесителя "Воронеж" и приливают 40 см3 пластовой воды хлоркальциевого типа ρ 1060 кг/м3. Состав перемешивают в течение 10 мин до получения предлагаемой эмульсии. Полученную эмульсию термостатируют при 20oC и анализируют ее структурно-механические свойства.
Условная вязкость определялась на вискозиметре B3-1, она характеризует гидравлическое сопротивление эмульсии прокачиванию.
Статическое напряжение сдвига (СНС) в дПа определялось на ротационном вискозиметре СНС-2 через 1 и 10 мин после перемешивания эмульсии. Статическое напряжение характеризует прочность тиксотропной структуры эмульсии в состоянии покоя.
Плотность эмульсии определялась пикнометром.
Термостабильность определялась выдерживанием эмульсии в течение 4-5 ч при заданной температуре.
Состав и свойства предлагаемой и известной гидрофобных эмульсий приведены в таблице 1.
Данные о снижении проницаемости кернов, обработанных предлагаемой эмульсией, приведены в таблице 2.
Интервал концентрации остатков кубовых и ВНПП-1 при производстве аминов 1,0-4,0 мас.% определяется тем, что снижение концентрации ниже 1% не позволяет получить устойчивую эмульсию с высокими структурно-механическими и реологическими свойствами и удлиняет время приготовления эмульсии, а увеличение концентрации выше 4% не улучшает качества эмульсии.
Интервалы концентраций нефти и водной фазы составляют соответственно 32,0-56,0 вес% и 42,4-65,6 вес%. Повышение объемного водосодержания эмульсии выше 65,6% и сопряженное с ним снижение концентрации нефти ниже 32,0% ведет к образованию вязких малотекучих и труднопрокачиваемых эмульсий, особенно если водная фаза представлена высокоминерализованными пластовыми водами, а углеводородная среда - нефтью с высоким содержанием асфальтосмолистых соединений и нефтеновых кислот. Снижение концентрации водной фазы ниже 42,4 вес% и сопряженное с ним увеличение концентрации нефти выше 56% ведет к образованию легкой эмульсии с низкими структурно-механическими свойствами.
Из данных таблицы 1 следует, что структурно-механические свойства заявляемой эмульсии выше, чем у известного состава как в условиях кислых, так и щелочных пластовых вод в широком диапазоне минерализации.
При определенных концентрациях составляющих эмульсию ингридиентов можно получить обратную водонефтяную эмульсию с довольно высокими значениями вязкости и статического напряжения сдвига и использовать ее в качестве жидкости глушения и для нефтевытеснения.
Эффективность применения предлагаемого состава для изоляции водопритока подтверждается данными по прокачке предлагаемой эмульсии через водонасыщенные керны (таблица 2). Согласно полученным результатам, после предваригельного насыщения кернов пластовой водой и дальнейшего прокачивания через них предлагаемой эмульсии, проницаемость кернов снижается в 2,2-5,7 раз по сравнению с первоначальной.
Формула изобретения: Гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину, содержащая нефть, пластовую воду хлоркальциевого типа плотностью 1060 - 1180 кг/м3 и аминосодержащее соединение, отличающаяся тем, что в качестве аминосодержащего соединения эмульсия содержит остатки кубовые при производстве аминов С17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30%-ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов - енаминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Нефть - 32,0 - 56,0
Остатки кубовые при производстве аминов С17 - C20 или продукт поликонденсации остатков кубовых при производстве аминов С17 - C20 и остатков кубовых при производстве капролактама - 20-30%-ный раствор в углеводородном растворителе аминосодержащих продуктов енаминов, иминов и аминоспиртов с аминным числом не менее 100 мг KOH/г, циклогексанона и высококипящих продуктов окисления - 1,0 - 4,0
Пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1060-1180 кг/м3 - Остальное