РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ, ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ	(19) RU (11) 2 313 558 (13) C1
	(51) МПК C09K 8/44 (2006.01) C09K 8/82 (2006.01)

Статус:	прекратил действие, но может быть восстановлен (последнее изменение статуса: 19.07.2022)
Пошлина:	учтена за 15 год с 24.08.2020 по 23.08.2021. Срок подачи ходатайства о восстановлении срока действия патента до 23.02.2025.

(21)(22) Заявка: 2006130455/03, 23.08.2006 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 23.08.2006 (45) Опубликовано: 27.12.2007 Бюл. № 36 (56) Список документов, цитированных в отчете о поиске: RU 2196224 C1, 10.01.2003. SU 1797644 A, 23.02.1993. RU 2136871 C1, 10.09.1999. RU 2250987 C2, 27.04.2005. US 6105674 A, 22.08.2000. US 4542791 A, 24.09.1985. Адрес для переписки: 450078, г.Уфа, ул. Революционная, 96/2, ООО "Сервис-УФА" пат. пов. М.Б. Сафиной, рег.№ 744

(72) Автор(ы): Телин Алексей Герольдович (RU), Исмагилов Тагир Ахметсултанович (RU), Сингизова Венера Хуппуловна (RU), Гнатюк Любовь Ивановна (RU), Калимуллина Гульнара Зинатулловна (RU), Попов Вячеслав Игоревич (RU), Рудой Александр Васильевич (RU), Шмидт Андрей Александрович (RU), Башкиров Александр Витальевич (RU) (73) Патентообладатель(и): ООО "Сервис-Уфа" (RU), ООО "Нефтехимсервис-Самара" (RU)

(54) СОСТАВ ДЛЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН И СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эмульсионным составам для повышения нефтеотдачи пластов; в том числе для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин при закачке воды и перед закачкой интенсифицирующих реагентов (поверхностно-активных веществ ПАВ, кислот, растворителей), а также для селективной изоляции воды в добывающих скважинах, причем в последнем случае возможна последующая закачка интенсифицирующих реагентов (ПАВ, кислот, растворителей).

Известна инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая, мас.%: жидкий углеводород 10,0-20,0; эмульгатор Нефтенол НЗ - раствор маслорастворимого поверхностно-активного вещества в углеводородном растворителе - 0,3-5,0; хлористый кальций - 0,3-1,5; остальное - вода /Патент РФ 2110675, Е21В 43/22, 10.05.1998/.

Недостатками указанной инвертной эмульсии являются ее невысокие вязкостные показатели и отсутствие вязкоупругих свойств.

Наиболее близким составом к заявляемому является термостабильная инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов /Патент РФ2196224, Е21В 43/22, 10.01.2003/, содержащая жидкий углеводород, эмульгатор, хлористый кальций и воду, которая в качестве эмульгатора содержит Нефтенол НЗт при следующем соотношении компонентов, мас.%: жидкий углеводород - 10,0 - 20,0; Нефтенол НЗт - 0,3 - 5,0; хлористый кальций - 0,8-12,0; вода - остальное.

Выполняющий функцию эмульгатора Нефтенол НЗт - раствор соли алкилполиаминов и жирных кислот общей формулы: R₁-[NH₂ ⁺(CH₂)₃]_nNH₃ ⁺[RCOO]_n ^-, где R, R₁ - углеводородные радикалы жирных кислот из ряда С₈-С₂₄, n=2...3 в углеводородном растворителе (керосине, дизельном топливе) с добавкой полярного растворителя (жирных спиртов C₅-C₉ кубовых остатков производства бутиловых спиртов, сивушных масел).

Прототип недостаточно эффективен для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах из-за недостаточно высоких показателей вязкости и отсутствия вязкоупругих свойств.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах за счет увеличения вязкостных и придания вязкоупругих свойств эмульсии.

Поставленная задача решается тем, что состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах, являющийся устойчивой эмульсией, содержащий эмульгатор, углеводород и водный раствор хлорида металла, отличается тем, что в качестве эмульгатора он содержит Нефтенол НЗ, в качестве углеводорода - нефть, а в качестве водного раствора хлорида металла - 1,4-1,5%-ный водный раствор хлорида натрия и дополнительно бентонит и полиакриламид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит	-0,95-1,0
Полиакриламид	- 0,45 - 0,5
Нефтенол НЗ	- 0,05 - 0,35
Нефть и указанный раствор хлорида
натрия в весовом соотношении 1:1	- Остальное

Авторам удалось создать множественную эмульсию, превосходящую прототип не только по вязкостным, но и по приобретенным упругим свойствам при сохранении термостабильности.

На фигуре 1 показана зависимость эффективной вязкости эмульсии от содержания Нефтенола НЗ. Наблюдается зависимость с максимумом при 0,25% эмульгатора.

На фигуре 2 показана зависимость времени жизни нити (параметр, позволяющий оценить вязкоупругие свойства полимерных растворов, полимерсодержащих дисперсий и эмульсий) от содержания Нефтенола НЗ. Зависимость имеет оптимум в том же интервале концентраций, что и для эффективной вязкости эмульсии (фиг.1).

Таким образом, оптимальным интервалом концентрации Нефтенола НЗ, в котором заявляемый эмульсионный состав обладает достаточно высокой эффективной вязкостью и выраженными вязкоупругими свойствами, является интервал от 0,05 до 0,35 мас.%.

В качестве углеводорода применяется нефть.

В качестве эмульгатора - известный реагент Нефтенол НЗ по ТУ 2483-007-17197708-97 (ЗАО «ХИМЕКО-ГАНГ», г.Москва), который представляет собой маслянистую темную жидкость плотностью 0,845 г/см³.

В качестве водорастворимого хлорида металла использовали хлорид натрия (хлористый натрий) по ТУ 2152-097-00209527-2004.

В экспериментах использовали воду с минерализацией 14-15 г/л.

В качестве полиакриламида ПАА использовали полимер марки Accotrol S622 (MSDS №101104в от 18.11.2003, Япония).

Дисперсная добавка - бентонит (ТУ 39-0147001-105-93, изм. №№1-3).

Эмульсии получали по следующей методике. В высокий стакан загружали нефть, бентонит, ПАА, Нефтенол НЗ и перемешивали механической мешалкой в течение 2 минут при скорости 1000 об/мин. Затем добавляли водный раствор соли и перемешивали 30 минут при скорости 2200 об/мин. В результате получали высокодисперсную устойчивую эмульсию множественного типа, образование которой обусловлено равным соотношением водной и нефтяной фаз и использованием эмульгаторов как прямых (ПАА, бентонит), так и обратных (Нефтенол НЗ) эмульсий. Полученная эмульсия обладает высокой вязкостью, вязкоупругими (наличие времени жизни нити) и термостабильными свойствами.

Варьируемыми параметрами в экспериментах являлись концентрации эмульгатора, бентонита, полиакриламида и солевого раствора.

Определялись плотность, эффективная вязкость и устойчивость эмульсии при комнатной и пластовой (80°С) температурах.

Плотность эмульсий определялась пикнометрическим методом.

Эффективную вязкость измеряли на приборе «Полимер РПЭ-1М» при указанных в таблице 1 скоростях сдвига.

Устойчивость эмульсий определяли визуально по отделению водной фазы.

Кроме того, оценивались вязкоупругие свойства полученных систем по методу вытягивания нити.

В качестве примеров приводим описание опытов, в которых варьированием содержания эмульгатора Нефтенол НЗ при постоянных, предварительно подобранных оптимальных концентрациях хлористого натрия, полиакриламида и бентонита был получен заявляемый полимердисперсный эмульсионный состав, обладающий вязкими, вязкоупругими и термостабильными свойствами.

Пример 1. В высокий стакан загрузили 10 г нефти, 0,2 г бентонита, 0,1 г Accotrol S622, 0,01 г Нефтенола НЗ и перемешивали механической мешалкой в течение 2 минут при скорости 1000 об/мин. Затем добавили 10 г 1,5%-ного водного раствора хлористого натрия и продолжили интенсивное перемешивание (при скорости 2200 об/мин) в течение 30 минут. В результате получили эмульсию следующего состава, мас.%:

Нефть	49,25
Бентонит	0,98
Accotrol S622	0,49
Нефтенол НЗ	0,05
Хлористый натрий	0,74
Вода	Остальное

Полученная эмульсия характеризуется эффективной вязкостью, равной:

5,250 Па·с - при скорости сдвига 1,89 с^-1,

2,901 Па·с - при скорости сдвига 3,78 с^-1,

1,678 Па·с - при скорости сдвига 7,561 с^-1

и термостабильностью при 80°С в течение 8 часов.

Время жизни нити эмульсии составило 2,2 сек.

Пример 2. В высокий стакан загрузили 10 г нефти, 0,2 г бентонита, 0,1 г Accotrol S622, 0,02 г Нефтенола НЗ и перемешивали механической мешалкой в течение 2 минут при скорости 1000 об/мин. Затем добавили 10 г 1,5%-ного водного раствора хлористого натрия. После интенсивного перемешивания (при скорости 2200 об/мин) в течение 30 минут получали эмульсию следующего состава, мас.%:

Нефть	49,21
Бентонит	0,98
Accotrol S622	0,49
Нефтенол НЗ	0,1
Хлористый натрий	0,74
Вода	Остальное

Полученная эмульсия характеризуется эффективной вязкостью, равной:

5,526 Па·с - при скорости сдвига 1,89 с^-1,

2,8 Па·с - при скорости сдвига 3,78 с^-1,

1,662 Па·с - при скорости сдвига 7,561 с^-1

и термостабильностью при 80°С в течение 8 часов.

Время жизни нити эмульсии составило 5,26 сек.

Аналогичным образом готовились и другие составы, перечисленные в таблице.

При использовании Нефтенола НЗ в концентрациях ниже 0,05 мас.% и выше 0,35 мас.% получаются либо неустойчивые составы, либо составы, не обладающие достаточно высокой эффективной вязкостью, вязкоупругими и термостабильными свойствами (см. табл.).

Пример 3. Для сравнения была получена инвертная эмульсия по прототипу, которая характеризуется эффективной вязкостью, равной:

0,46 Па·с - при скорости сдвига 1,89 с^-1,

0,13 Па·с - при скорости сдвига 3,78 с^-1,

0,11 Па·с - при скорости сдвига 7,561 с^-1.

Время жизни нити эмульсии составило 0,06 сек.

Пример 4 - промысловый. Для снижения аномально высокой приемистости и выравнивания профиля приемистости добывающей скважины №11 месторождения П, приемистость которой до обработки составляла 1122 м³/сут. при давлении 1 МПа, для последующего проведения на ней солянокислотной обработки (СКО) и с целью получения дополнительной нефти по двум реагирующим скважинам была проведена закачка инвертной эмульсии множественного типа заявляемого состава, полученного на основе нефти, содержащей эмульгатор Нефтенол ИЗ, бентонит, полиакриламид и воды, содержащей хлористый натрий.

Геолого-техническая характеристика и оборудование скважины следующие:

- диаметр колонны - 146 мм;

- глубина - 1500 м;

- искусственный забой - 1484 м;

- текущий забой - 1484 м;

- пластовое давление 3,0 МПа;

- НКТ-73 мм;

- глубина спуска - 1425 м;

- воронка.

Для получения инвертной эмульсии множественного типа, соответствующей по составу заявляемому, были завезены и использованы перечисленные химреагенты в следующих количествах:

Полиакриламид - 0,15 т (0,49%);

Бентонит - 0,3 т (0,98%);

Нефтенол НЗ - 0,03 т (0,098%);

Нефть дегазированная (плотность - 0,871 г/см³) - 17,48 м³ или 15,23 т (49,21%);

Натрий хлористый - 0,2 т (0,74%);

Техническая вода (плотность - 1,00 г/см³) - 15 м³ или 15 т (48,48%).

После расстановки и обвязки оборудования была проведена опрессовка нагнетательной линии на 1,5-кратное рабочее давление (15 МПа).

Приготовление и закачка состава были осуществлены при помощи насосного агрегата ЦА-320 при давлении, не превышающем Р=10,0 МПа.

Закачка состава проведена десятью циклами по 3 м³. Продавка состава проводилась 10 м³ технической воды при отношении давления начального к давлению конечному Рн/к=95 атм/85 атм.

Затем определена приемистость (Q) при 60 атм, которая составила 192 м³/сут.

После дальнейшей обработки солянокислотной композицией в течение 2 суток показатели приемистости составили:

- Q=136 м³/сут при Р=30 атм;

- Q=161 м³/сут при Р=40 атм;

- Q=200 м³/сут при Р=50 атм;

По результатам реагирования двух добывающих скважин в течение 9 месяцев получено дополнительно 1 300 т нефти.

Таким образом, заявляемый состав, обладающий высокими показателями вязкости и вязкоупругими свойствами, эффективен и промышленно применим.

Таблица - Состав и свойства эмульсий
№ п/п	Нефть, мас.%	Вода, мас.%	Хлористый натрий, мас.%	Бетонит, мас.%	Accotrol, мас.%	Нефтенол НЗ, мас.%	Устойчивость эмульсии при		Плотность, г/см3	Время жизни нити, с	Эффективная вязкость Па·с при скорости сдвига
							23°С	80°С
											1,89 с-1	3,78 с-1	7,561 с-1
1	49,25	48,51	0,74	0,98	0,49	0,025	+	+	0,9009	1,22	3,934	2,291	1,341
2	49,24	48,50	0,74	0,98	0,49	0,05	+	+	0,8251	2,2	5,25	2,901	1,678
3	49,21	48,48	0,74	0,98	0,49	0,1	+	+	0,8251	5,26	5,526	2,98	1,662
4	49,14	48,40	0,74	0,98	0,49	0,25	+	+	0,8362	4,51	6,096	3,332	1,815
5	49,08	48,36	0,74	0,98	0,49	0,35	+	+	0,8377	0,57	3,644	2,17	1,242
6	48,78	48,04	0,73	0,98	0,49	0,98	+	разделяется через 1 час	0,8303	0,53	1,447	1,004	0,698

Формула изобретения

Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции воды в добывающих скважинах, являющийся устойчивой эмульсией, содержащий эмульгатор, углеводород и водный раствор хлорида металла, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора он содержит нефтенол НЗ, в качестве углеводорода - нефть, в качестве водного раствора хлорида металла - 1,4-1,5%-ный водный раствор хлорида натрия и дополнительно бентонит и полиакриламид при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит	0,95-1,0
Полиакриламид	0,45-0,5
Нефтенол НЗ	0,05-0,35
Нефть и указанный раствор хлорида
натрия в весовом соотношении 1:1	остальное

ИЗВЕЩЕНИЯ

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 24.08.2021

Дата внесения записи в Государственный реестр: 18.07.2022

Дата публикации и номер бюллетеня: 18.07.2022 Бюл. №20