Гидрофобная эмульсия
Изобретение относится к газо- и нефтедобывающей промышленности, в частности к жидкостям глушения нефтяных и газовых скважин, тампонажным и водоизоляционным составам. Технический результат - повышение устойчивости эмульсии к расслаиванию и снижение расходов на проведение работ в нефтяных и газовых скважинах. Гидрофобная эмульсия содержит компоненты в следующем объемном отношении, %: дегазированная нефть Аллакаевского месторождения 25,0-40,0, вода остальное. 6 табл.
Реферат
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к жидкостям глушения нефтяных и газовых скважин, тампонажным и водоизоляционным составам.
Составы, используемые для глушения скважин, можно разделить на два типа: на водной основе и на углеводородной основе (Рябоконь С.А., Вольтерс А.А., Сурков А.Б., Глушенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 43 с., Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти. - Уфа: Гилем, 1999. - 75 с.). Основной недостаток жидкостей глушения на водной основе заключается в отрицательном влиянии на коллекторские свойства призабойной зоны пласта. Гидрофобные жидкости глушения не оказывают отрицательного воздействия на проницаемость призабойной зоны пласта, однако сложны в приготовлении и содержат в своем составе эмульгаторы, оказывающие отрицательное влияние на процессы подготовки нефти. Гидрофобные жидкости глушения имеют высокую вязкость, что позволяет использовать их для водо- и газоизоляционных работ.
Известна обратная эмульсия для глушения скважин (Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глушенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991. - С.156), включающая дегазированную нефть, солевой раствор и эмульгатор ЭС-1. Недостатками данной жидкости глушения является сложность приготовления и необходимость утилизации жидкости глушения после проведения обработки, т.к. эмульгатор отрицательно влияет на процессы подготовки нефти.
Гидрофобные эмульсии могут быть использованы и для изоляционных работ. Известна гидрофобная эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважину на основе углеводородной жидкости, минерализованной воды хлоркальциевого типа и аминосоединений (патент РФ №2134345 Е 21 В 43/22). Недостатками являются наличие в составе соединений, влияющих на нефтеподготовку, и недостаточная устойчивость к расслаиванию.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому составу является “Состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин” (патент РФ № 2156269 МКИ С 09/К 06), включающий дисперсионную среду в количестве 30-50 об.% и дисперсную фазу в количестве 70-50 об.%, причем в качестве дисперсионной среды используется смесь керосиногазойлевой фракции нефтяных углеводородов (ТУ 38.101928-82), тяжелого растворителя АПК (ТУ 2122-199-0576-3468-94) и концентрата нативных металло-порфирированных и асфальто-смолистых компонентов нефти реагента РДН (ТУ 2458-001-211660-06-97) в количествах, равных соответственно 13-22%, 12,5-20,5% и 4,5-7,5% от общего объема состава, а в качестве дисперсионной фазы водный раствор хлорида или нитрата кальция с плотностью не ниже 1200 кг/м3. Недостатками данного состава является сложность, необходимость использовать дефицитные и дорогие компоненты, отрицательное влияние на свойства товарной нефти, а также недостаточная устойчивость к расслаиванию.
Таким образом, существует проблема создания универсальной гидрофобной эмульсии для использования в качестве тампонажного состава и жидкости глушения, которая не содержит компонентов, оказывающих отрицательного влияния на проницаемость призабойной зоны пласта по нефти, на процессы подготовки нефти и свойства товарной нефти.
Задачей изобретения является создание гидрофобной эмульсии, соответствующей вышеприведенным требованиям. Указанная задача решается при применении гидрофобной эмульсии, включающей дисперсную фазу и дисперсную среду, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной среды используется дегазированная нефть Аллакаевского месторождения, а в качестве дисперсной фазы используется вода при следующем объемном содержании компонентов, %:
Дегазированная нефть Аллакаевского месторождения - 25,0-40,0
Вода - остальное.
Дегазированная нефть Аллакаевского месторождения в своем составе содержит природный эмульгатор-стабилизатор обратных эмульсий. Аллакаевское месторождение относится к бельской депрессии и представляет собой небольшой рифовый массив сакмаро-артинского возраста (Баймухамметов К.С., Викторов П.Ф. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. - Уфа: РИЦ АНК “Башнефть”, 1997. - 304 с.).
В качестве воды используется пресная техническая вода или воды нефтяных месторождений или их смесь.
Гидрофобную эмульсию готовят с помощью смесительных устройств, медленно прибавляя к дегазированной нефти Аллакаевского месторождения воду, и затем состав интенсивно перемешивают до достижения гомогенности. Стабильность гидрофобной эмульсии в значительной степени определяется интенсивностью (скоростью) и длительностью перемешивания.
Эффективность гидрофобной эмульсии достигается следующим образом. Заявляемая гидрофобная эмульсия не влияет на проницаемость коллектора по нефти и уменьшает проницаемость по воде, поэтому может быть использована в качестве высокоэффективной гидрофобной жидкости глушения для нефтяных и газовых скважин.
Реологические свойства гидрофобной эмульсии позволяют ей фильтроваться только в крупные поры и трещины. Вязкость состава быстро увеличивается по мере уменьшения скорости течения (скорости сдвига). Заявляемая эмульсия имеет способность уменьшать вязкость при смешении с нефтью и увеличивать вязкость при смешении с водой. Поэтому гидрофобная эмульсия может быть использована в качестве тампонажного и селективного водоизоляционного материала. Эффективность заявляемого состава при применении в качестве жидкости глушения будет дополнительно увеличиваться, т.к. одновременно с выполнением данной технологической операции будет происходить водоизоляция призабойной зоны пласта.
Таким образом, взаимодействие компонентов позволяет получать гидрофобную эмульсию для применения в качестве водоизоляционного материала и жидкости глушения с регулируемыми в широких пределах реологическими свойствами и не влияющую на проницаемость пористой среды по нефти. Возможно применение эмульсии для глушения скважин после гидроразрыва и при значительных поглощениях.
Применение в качестве дисперсионной среды эмульсий нефти Аллакаевского месторождения имеет ряд преимуществ по сравнению с гидрофобными эмульсиями на основе синтетических эмульгаторов:
1) позволяет снизить расходы на проведение работ,
2) не возникает проблем с утилизацией составов после обработки, т.к. они содержат только нефть и воду и поэтому могут быть закачены в выкидные линии,
3) облегчает приготовление состава в промысловых условиях.
Эффективность заявляемой гидрофобной эмульсии проиллюстрирована в нижеприведенных примерах.
Пример 1
Гидрофобную эмульсию жидкость готовили по ранее описанной методике. Затем эмульсию помещали в мерные пробирки и выдерживали в покое при 20°С. За процессом расслаивания следили визуально до тех пор, пока суммарный объем отслоившихся нефтяной и водной фаз не превысил 5% от общего объема технологической жидкости. Результаты эксперимента приведены в табл. 1.
Таблица 1Результаты исследования устойчивости эмульсии к расслаиванию (скорость перемешивания - 1000 об./мин., время перемешивания - 1 час, 20°С) | ||
Объемная доля компонентов, % | Период устойчивости, сут. | |
Дегазированная нефть | Пресная вода | |
50 | 50 | 4 |
40 | 60 | >30 |
30 | 70 | >30 |
25 | 75 | >30 |
20 | 80 | 5 |
Прототип | 18 |
Полученные данные показывают, что при объемной доле нефтяной фазы, равной 25-40% заявляемый состав обладает большей стабильностью, чем прототип. Таким образом, использование в качестве дисперсионной среды нефти Аллакаевского месторождения позволяет получать более устойчивые к расслаиванию эмульсии для применения в качестве гидрофобных жидкостей глушения и для водоизоляционных работ.
Пример 2
Параметром, определяющим характеристики гидрофобной эмульсии, является вязкость при различных скоростях течения (скоростях сдвига). Измерение вязкости проводили с помощью ротационного вискозиметра “Реотест-2”. Данные табл.2 показывают, что гидрофобная эмульсия относится к неньютоновским жидкостям: наблюдается рост вязкости по мере снижения скорости течения (скорости сдвига). По мере снижения содержания нефтяной фазы в составе наблюдается рост вязкости. Таким образом, при смешении заявляемого состава с нефтью вязкость будет быстро снижаться, а при контакте с водой медленно увеличиваться, т.е. гидрофобная эмульсия может быть использована в качестве селективного водоизоляционного материала в добывающих скважинах. Изменяя отношение нефть/вода, можно регулировать вязкость гидрофобной эмульсии.
Пример 3
Для приготовления гидрофобной эмульсии можно использовать пресную воду и минерализованные воды нефтяных месторождений. Использование минерализованных вод позволяет увеличивать плотность состава, что необходимо для глушения скважин с повышенными пластовыми давлениями (табл.3).
Пример 4
Результаты влияния скорости перемешивания на реологические свойства гидрофобной эмульсии приведены в табл.4. Видно, что по мере увеличения скорости перемешивания и длительности перемешивания вязкость состава увеличивается, т.е. меняя условия приготовления, можно регулировать свойства эмульсии.
Таблица 2Влияние состава гидрофобной эмульсии на вязкость (скорость перемешивания - 1000 об./мин, время перемешивания - 1 час, 20°С) | ||||
Скорость сдвига, 1/с | Объемная доля нефти/ Объемная доля воды, %/% | |||
50/50 | 40/60 | 30/70 | 25/75 | |
Вязкость, мПа*с | ||||
4,5 | 854 | 1904 | 8273 | 5844 |
5,4 | 876 | 2025 | 7826 | 5527 |
8,1 | 839 | 1896 | 6564 | 4740 |
9 | 886 | 1904 | 5789 | 4695 |
13,5 | 876 | 1861 | 4934 | 4029 |
16,2 | 893 | 1823 | 4716 | 3572 |
24,3 | 863 | 1763 | 3812 | 2978 |
27 | 843 | 1751 | 3753 | 3002 |
40,5 | 824 | 1501 | 3145 | 2502 |
48,6 | 821 | 1430 | 2919 | 2383 |
72,9 | 755 | 1390 | 2502 | 2026 |
81 | 715 | 1358 | 2394 | 1929 |
121,5 | 715 | 1263 | 2001 | 1573 |
145,8 | 695 | 1211 | 1847 | 1450 |
218,7 | 675 | 1125 | 1522 | 1218 |
243 | 655 | 1108 | 1441 | 1191 |
437,4 | 602 | 960 | - | - |
Пример 5
Для определения влияния гидрофобной эмульсии на проницаемость пористых сред были проведены фильтрационные эксперименты с использованием пористых насыпных гидрофильных сред (моделей пласта) из кварцевого песка, подготовленных по общепринятым методикам. Предварительные фильтрационные эксперименты с моделями пласта проницаемостью 1-1,5 мкм показали, что гидрофобная технологическая жидкость не проникает в пористую среду при перепаде давления 1.0-1.5 МПа/м. Поэтому в дальнейшем использовали пористые высокопроницаемые среды, моделирующие мелкие и крупные трещины нефтяного пласта.
В ходе экспериментов через модель фильтровали воду или нефть до достижения постоянного перепада давления. Затем в модель закачивали гидрофобную эмульсию и опять фильтровали воду или нефть до стабилизации перепада давления. В ряде опытов гидрофобную эмульсию закачивали через вход в модель (т.е. в противоположном направлении фильтрации нефти или воды), что моделировало процессы во-доизоляционных работ в добывающих скважинах.
Действие гидрофобной технологической жидкости оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пористой среды (модели пласта):
R=(ΔPi/Qi)/(ΔPi/Q),
где R - фактор сопротивления, ΔPi и Qi - текущие перепад давления и расход, соответственно ΔP1 - установившийся перепад давления при первичной фильтрации воды (или нефти), Q - средняя скорость фильтрации. В случае установившейся фильтрации:
R=Rост.=k1/k2,
где Rост. - остаточный фактор сопротивления, k1 и k2 - проницаемости пористой среды до и после воздействия соответственно. Для характеристики фильтрационных свойств композиций использовали: Rост. и максимальный фактор сопротивления (Rмак.). Фактор сопротивления показывает, во сколько раз изменилась проницаемость. Значение R более единицы показывает, что проницаемость снизилась, а значение R менее единицы указывает на увеличение проницаемости.
Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл.5-6.
Таблица 5Влияние гидрофобной эмульсии (ГФЭ) на проницаемость по воде насыпных моделей пласта (Плотность воды - 1123 кг/м3, длина моделей - 26 см, диаметр - 3,2 см, 20°С) | |||||||||
№ | Проницаемость, мкм2 | Нефтенасыщенность, % | Закачиваемый агент | Объем закачки, п.о. | ΔР, МПа | R | Q*,м/сут. | ||
По воде | По воде с остаточной нефтью | начальная | остаточная | ||||||
Направление закачки воды и ГФЭ совпадают | |||||||||
1 | 4,10 | 0 | Вода | 2,34 | 0,00163 | 1 | 3,7 | ||
ГФЭ | 0,40 | 0,544 | 354 | ||||||
Вода | 2,43 | 0,0280 | 17 | ||||||
2 | 4,46 | 1,37 | 78,6 | 28,1 | Вода | 10,07 | 0,0049 | 1 | 5,2 |
- | ГФЭ | 0,40 | 0,403 | 97,5 | |||||
21,0 | Вода | 5,35 | 0,0616 | 12,9 | |||||
ГФЭ закачивали в противоположном направлении с фильтрацией воды | |||||||||
3 | 3,83 | 0 | Вода | 2,10 | 0,0174 | 1 | 3,7 | ||
ГФЭ | 0,504 | 1,56 | 850 | ||||||
Вода | 2,38 | 0,022 | 12,4 | ||||||
4 | 38,5 | 0 | Вода | 3,5 | 0,00222 | 1 | 49 | ||
ГФЭ | 1,33 | 0,384 | 2300 | 3,9 | |||||
Вода | 3,37 | 0,0090 | 51 | ||||||
5 | 3,9 | 1,46 | 79,4 | 21,5 | Вода | 9,09 | 0,00464 | 1 | 4,6 |
ГФЭ | 0,591 | 0,914 | 209 | ||||||
Вода | 4,62 | 0,0135 | 3,0 | ||||||
Примечание: * - средняя скорость фильтрации. |
Результаты опытов 1 и 2 показывают, что заявляемый состав способен значительно снизить проницаемость трещиноватого коллектора. Наличие в пористой среде нефти (остаточной нефти) приводит к уменьшению влияния состава на проницаемость. Гидрофобная эмульсия не проникает в пористые среды с проницаемостью менее 1.5 мкм2, т.е. заявляемый состав может быть использован для селективных во-доизоляционных работ в трещиноватых коллекторах (нагнетательные скважины) и как тампонажный материал при ремонтно-изоляционных работах.
Таблица 6Влияние гидрофобной эмульсии на проницаемость по нефти насыпной моделипласта (Вязкость нефти - 5,41 мПа*с, длина моделей - 26 см, диаметр - 3,2 см, 20°С) | ||||||||
№ | Проницаемость,мкм2 | Начальная нефтенасыщенность, % | Закачиваемый агент | Объем закачки, п.о. | ΔР, МПа | R1 | Q2,м/сут. | |
по воде (без нефти) | по нефти с остаточной водой | |||||||
ГФЭ закачивали в противоположном направлении с фильтрацией нефти | ||||||||
6 | 3,41 | 1,05 | 77,4 | Нефть | 4,74 | 0,0229 | 1 | 4,9 |
ГФЭ | 0,67 | 0,755 | 35,9 | |||||
Нефть | 3,88 | 0,022 | 0,955 |
Результаты опытов 3-6 показывают, что гидрофобная эмульсия в значительной степени снижает проницаемость по воде водонасыщенных пористых сред и увеличивает проницаемость по нефти нефтенасыщенных пористых сред. В опыте 4 было обнаружено, что для вытеснения эмульсии из крупных трещин под действием воды требуется значительный перепад давления и после прорыва и длительной фильтрации воды исходная проницаемость по воде не восстанавливается.
Таким образом, результаты фильтрационных исследований показали, что заявляемый состав может быть использован для селективной водоизоляции в добывающих скважинах.
Приведенные в примерах данные подтверждают высокую эффективность заявляемой гидрофобной эмульсии. Гидрофобная эмульсия может быть применена в условиях месторождений с терригенными и карбонатными пластами. Применение заявляемого состава позволит увеличить дебит по нефти и уменьшить обводненность продукции, уменьшить затраты труда и времени на вторичное освоение скважин, т.е. повысить эффективность извлечения нефти и газа.
Таблица 3Влияние плотности минерализованной воды на свойства гидрофобной эмульсии (объемные доли: нефть Аллакаевского месторождения - 40%, вода - 60%, скорость перемешивания - 1000 об./мин., время перемешивания - 1 ч, 20°С) | |||
Скорость сдвига, 1/с | Вязкость, мПа·с | ||
Плотность водной фазы, кг/м3 | |||
1000 | 1083* | 1151 | |
4,5 | 4268 | 2758 | 2429 |
5,4 | 4214 | 2736 | 2517 |
8,1 | 3829 | 2589 | 2407 |
9 | 3808 | 2528 | 2429 |
13,5 | 3482 | 2431 | 2299 |
16,2 | 3355 | 2388 | 2279 |
24,3 | 2740 | 2237 | 2152 |
27 | 2788 | 2037 | 1930 |
40,5 | 2573 | 1930 | 1858 |
48,6 | 2502 | 1847 | 1787 |
72,9 | 2224 | 1708 | 1668 |
81 | 2215 | 1679 | 1608 |
121,5 | 2001 | 1525 | 1620 |
145,8 | 1986 | 1470 | 1430 |
218,7 | 1747 | 1324 | 1284 |
243 | 1763 | 1299 | 1263 |
437,4 | - | 1099 | 1072 |
Плотность технологической жидкости, кг/м3 | 0,961 | 1,011 | 1,051 |
Примечание: * - смесь пресной и минерализованной вод. |
Таблица 4Влияние скорости и времени перемешивания на вязкость эмульсии(объемные доли: нефти - 30%, пресной воды - 70%, время перемешивания - 1 ч) | |||||
Скорость сдвига, 1/с | Скорость перемешивания при приготовлении состава, об./мин. | ||||
250 | 500 | 750 | 1000 | 1500 | |
Вязкость, мПа·с | |||||
4,5 | 3283 | 5515 | 9521 | 8273 | 13509 |
5,4 | ЗОЮ | 5418 | 9030 | 7826 | 12332 |
8,1 | 2662 | 4740 | 7145 | 6564 | 10360 |
9 | 2594 | 4728 | 7076 | 5789 | 9971 |
13,5 | 2321 | 4095 | 6007 | 4934 | 8366 |
16,2 | 2206 | 3572 | 5716 | 4716 | 7681 |
24,3 | 1946 | 3216 | 4884 | 3812 | 6433 |
27 | 1883 | 3110 | 4611 | 3753 | 6327 |
40,5 | 1501 | 2645 | 3931 | 3145 | 5289 |
48,6 | 1430 | 2562 | 3694 | 2919 | 4945 |
72,9 | 1271 | 2185 | 3138 | 2502 | 4131 |
81 | 1215 | 2108 | 3037 | 2394 | 3965 |
121,5 | 1072 | 1811 | 2549 | 2001 | 3359 |
145,8 | 993 | 1728 | 2284 | 1847 | 3118 |
218,7 | 847 | 1456 | 1787 | 1522 | 2607 |
243 | 810 | 1418 | 1680 | 1441 | - |
437,4 | 543 | 953 | 1297 | 1257 | - |
Гидрофобная эмульсия, включающая дисперсную фазу и дисперсионную среду, отличающаяся тем, что в качестве дисперсионной среды используется дегазированная нефть Аллакаевского месторождения, а в качестве дисперсной фазы используется вода при следующем объемном содержании компонентов, %:
Дегазированная нефть Аллакаевского месторождения 25,0-40,0
Вода Остальное