Зворотна емульсія для обробки карбонатного пласта

Винахід відноситься до нафтогазової промисловості. конкретно до складів зворотної емульсії, що може бути використана для кислотного обробітку призабійної зони нафтового або газового пласту, у вигляді карбонатного колектора, як рідини перфорації або рідини для проведення гідравлічного розриву пласту. Відома гідрофобна зворотна емульсія для обробітку карбонатного пласту за а. с. СРСР № 1 480 415, кл. Е 21 В 43/27, 1987, що містить, об. %: газовий конденсат або дизельне пальне 16-17 складний моноефір триетаноламіна і дистильованої таллової олії 3-4 розчин соляної кислоти (15%-ний) решта. Дана емульсія при 20°С має діапазон умовної в'язкості 205-1186, період стабільності при 20-80°С більш 5 год 15 хв. відповідно. При 65°С активна реакція емульсії з карбонатами відбувається після 3-х годинного контактування з мармуровим зразком. Відповідно до лабораторних даних по конкретному прикладі зворотної емульсії, склад, що містить, об. %: дизельне пальне 16,5 складний моноефір триетаиоламіну та дистильованої таллової олії (емульгал) 3,5 розчин соляної кислоти (15%-ний) 80 має при 20°С ефективну в'язкість 324,04 МПа с при градієнті зсуву 437,4 с-1 і швидкість реакції зі зразком мармуру за 6 год - 31,34 г/м2 • год. При 90°С емульсія в контакті зі зразком мармуру розкладається через 15 хв. Швидкість реакції з мармуром цього складу за перші 30 хв. становить 7882,13г/м2.год. Відома також зворотна емульсія для обробітку карбонатного пласту, по а. с. СРСР № 1 345 702, кл. Е 21 В 43/27.1985, що містить, об. %: дизельне пальне або нафта 37,5-58,5 соляна кислота (12-18-на) 40,0-60,0 окислений петролатум 1,5-2,5 Зворотна емульсія при 20°С має значення умовної в'язкості 140-1100 із. електростабільності -100-200 В і цілком розчиняє карбонатну породу за 24 ч. Відповідно до лабораторних даних по конкретному прикладі зворотної емульсії склад, що містить, об. %; нафта 48 соляна кислота (15%-на) 50 окислений петролатум 2 має при 20°С ефективну в'язкість 113,56 МПа • с при градієнті зсуву 437.4 с-1 швидкість реакції зі зразком мармуру 7,98 г/м2 • год. При 90°С емульсія в контакті з мармуром розкладається через 20 хв. Швидкість реакції з мармуром такого складу за перші 20 хв. складає 2499,40 г/м2 • год. Недоліком даної емульсії е низька експлуатаційна стійкість при підвищеній температурі, що не дозволяє їй проникати в глиб пласту на значну відстань від стовбура свердловини, а також висока швидкість реакції з карбонатною породою при підвищеній температурі, що призводить до швидкої нейтралізації кислотного розчину безпосередньо в зоні свердловини. Причиною, що перешкоджає одержанню очікуваного технічного результату, є зниження технологічних властивостей емульсії при використанні у свердловинах із підвищеною забійною температурою. Задачею, поставленою при створенні винаходу. є, у зворотній емульсії для обробітку карбонатного пласту, шляхом зміни якісних і кількісних показників інгредієнтів складу, поліпшення технологічних властивостей емульсії при підвищених температурах, за рахунок збільшення експлуатаційної стійкості і зниження швидкості реакції з карбонатами. Поставлена задача вирішується тим, що зворотна емульсія для обробітку карбонатного пласту, що містить вуглеводневу рідину, 12-18% -ну соляну кислоту та емульгатор, згідно з винаходом, як емульгатор використаний 50%-ний вуглеводневий розчин пека таллової олії (тарин), при наступному складі інгредієнтів, об. %: вуглеводнева рідина 44-58 соляна кислота 40-50 емульгатор - 2-6. У якості нафти використовують низьков'язкі товарні нафти родовищ України. Тарин являє собою 50%-ний розчин пека таллової олії в суміші гасу і каталізату риформінгу нафти і виробляється за ТУ 38 201425-84 Дрогобицьким нафтопереробним заводом. Пек таллової олії являє собою Відхід ректифікації таллової олії з кислотним числом 36-44 мг КІН/р, числом омилення 75-117 мг КІН/г і містить у своєму складі, мас. %: смоляні кислоти 15,9-21,6; жирні кислоти 27.3-38,2; окислені та неомилюємі речовини - решта. Нижньою межею використовуваного розчину соляної кислоти в складі емульсії є 12% при мінімальному об'ємному вмісті 40%, а верхньою - 18% при максимальному об'ємному вмісті 60%. Використання розчину соляної кислоти менше 12% знижує вміст 100% НСІ при несуттєвому зниженні швидкості реакції з мармуром і ідентичному терміні руйнації емульсії, а застосування розчину НСІ більш 18% істотно збільшує швидкість реакції емульсії з мармуром. Зворотну емульсію готують шляхом введення в вуглеводневу рідину при постійному перемішуванні емульгатора, а потім поступово Добавляють розчин соляної кислоти. Після закінчення введення кислотного розчину інтенсивно перемішують компоненти до утворення емульсії. Процес готування зворотної емульсії в промислових умовах здійснюють на стаціонарних установках по готуванню зворотних емульсій або безпосередньо на свердловині з використанням цементувального агрегату ЦА-320 і дислергатора. Приклад. До 280 см3 нафти, налитої в пластмасову склянку, при кімнатній температурі і постійному перемішуванні на змішувачі з частотою обертання вала мішалки 3х109 хв-1 доливають 20 см3 емульгатора і перемішують 1 хв.; а потім протягом 1 хв. доливають 200 см 12%-ної соляної кислоти. Отриману емульсію перемішують ще 10 хв., після чого прохолоджують до 20°С, поділяють на 5 рівних частин і піддають випробуванням. Ефективну в'язкість емульсії при 20°С визначають на ротаційному віскозиметрі Rheotest-2 при градієнті зсуву 437,4 с-1 як добуток двох постійних приладу на величину значень, отриманих на шкалі приладу. Для оцінки швидкості реакції емульсії зі зразками мармуру 100 см3 емульсії наливають у скляну склянку ємністю 200 см3, поміщують у термостат - гліцеринову лазню і нагрівають емульсію до 80 ± 10°С. Потім до неї вносять зразки мармуру масою, що представляють собою кубики з загальною площею поверхні 7 ±0,2 см . Час реакції спостерігають на секундомірі. Температуру усередині емульсії контролюють ртутним термометром. Емульсію періодично (через 3-5хв.) перемішують скляною паличкою для імітації її руху по пласті. Після витримки зразків мармуру в контакті з емульсією 30-240 хв. (або до початку поділу емульсії на фази) їх виймають, промивають водою, ацетоном і сушать у шафі при 105°C до отримання постійної маси. Зважування зразків мармуру до і після реакції проводять на аналітичних вагах із точністю 10г-2. Для кожного разу реагування емульсії зі зразками мармуру використовують нову порцію емульсії і кубики мармуру. Руйнацію емульсії контролюють візуально по початкові відділення вільного об'єму розчину соляної кислоти в нижній частині склянки і започаткування бурхливого виділення вуглекислого газу. Швидкість розраховують за формулою: V = (m m1): S t (г/м2 • год). Приклади 2-14 проводять аналогічно прикладові 1 із зміною лише самих компонентів і їх кількості. Склади зворотних емульсій і їх властивості. .по прикладах, подані в таблиці. Як випливає з даних таблиці, у складі емульсії найбільш ефективними є концентраційні межі емульгаторів 2-6 об. %. При зниженні концентрації емульгаторів менше 2 об. % емульсія розкладається через 120 хв., а швидкість її реакції з мармуром збільшується. Збільшення концентрації даних емульгаторів понад 6 об % не змінює властивостей емульсії та економічно не е вигідним. Зниження об'ємного вмісту соляної кислоти в емульсії і сполучене з ним збільшення концентрації нафти є технологічно невигідним, а зріст вмісту кислотного розчину більш 50 об. % призводить до передчасного розкладення емульсії. Дана зворотна емульсія в порівнянні з прототипом дозволяє підвищити її експлуатаційну стійкість при 80''С у 6-9 разів і знизити швидкість реакції з карбонатами. За період цілісного існування при 80°С протягом 120 - 180 хв. і більше емульсія може бути доставлена в глиб пласту на необхідну відстань від стовбура свердловини при зберіганні кислотного розчину в активному стані. Це збільшує ефект кислотного обробітку і сполучення стовбура свердловини з віддаленою частиною пласту, Ефект підвищення стабільності зворотної емульсії і зниження швидкості її реакції з карбонатами при температурі до 80°С досягається утворенням міцного абсорбційного пласту навколо глобул кислотної фази. Таке «бронювання» кислотної фази усередині емульсії повідомляє їй підвищену стабільність і сприяє повільній дифузії соляної кислоти до поверхні контакту з карбонатною породою. У результаті реакції кислотного розчину з карбонатами утвориться розчин хлористого кальцію, концентрація якого зростає в часі. Цим пояснюється зниження швидкості реакції з карбонатами в часі. Приклад. На свердловині, що експлуатує карбонатний колектор із перфорованою товщиною продуктивного горизонту Н = 10 м, проводять підготовчі роботи, спускають колону труб до інтервалу перфорації і закачують зворотну емульсію при тискові, що не перевищує тиск опресовки колони, і далі продавлюють нафтою або водою в об'ємі колони труб. Емульсію закачують у пласт на діаметр D, що перевищує радіус погіршеної проникності при-вибійної зони пласту, який визначають перед проведенням обробітку по кривим відновлення тиску. З даного діаметра закачки емульсії і перфорованої товщини пласту визначають її об'єм за формулою: V= 0,785m • D2H, де m - усереднена пористість колектора. При m =15,0% і заданій глибині обробітку 5м потрібно закачати біля Зм3 емульсії на 1 м ефективної товщини пласту. Використання винаходу призводить до поліпшення технологічних властивостей емульсії при підвищених температурах за рахунок збільшення експлуатаційної стійкості і зниження швидкості реакції з карбонатами.