гидрофобная эмульсия

Формула изобретения

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

Описание изобретения к патенту

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 1 Результаты 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 2 Влияние 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=(P _i/Q_i)/(P _i/Q),

где R - фактор сопротивления, P _i и Q_i - текущие перепад давления и расход, соответственно P ₁ - установившийся перепад давления при первичной фильтрации воды (или нефти), Q - средняя скорость фильтрации. В случае установившейся фильтрации:

R=R_ост.=k _1/k₂,

где R_ост. - остаточный фактор сопротивления, k₁ и k₂ - проницаемости пористой среды до и после воздействия соответственно. Для характеристики фильтрационных свойств композиций использовали: R_ост. и максимальный фактор сопротивления (R_мак.). 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 5 Влияние гидрофобной эмульсии (ГФЭ) на проницаемость по воде насыпных моделей пласта (Плотность воды - 1123 кг/м 3, длина моделей - 26 см, диаметр - 3,2 см, 20°С)
№	Проницаемость, мкм2		Нефтенасыщенность, %		Закачиваемый агент	Объем закачки, п.о.	Р, 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 мкм ², 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 6 Влияние гидрофобной эмульсии на проницаемость по нефти насыпной модели пласта (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.	Р, 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 3 Влияние 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 4 Влияние 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	-