Directions for Improving the Compositions of Reverse Emulsions for Well Plugging

Abstract


Well killing is the most common technological process in oil production. Inverse emulsions are used as an effective fluid in the combined killing method. At present, some potential possibilities of inverse emulsions have not been analyzed both in terms of improving their compositions and technological methods of practical implementation. The paper considers a number of promising research areas for obtaining, improving the compositions of inverted emulsions and the method of their application with injection into the bottomhole formation zone before filling the wellbore with mineralized water. Natural oils of co-emulsifiers - ethoxylated oil-soluble surfactants, and filtration reducers - technical lignosulfonates, starch, latex were proposed as constituent components of hydrocarbon media. Attention was focused on the need for experimental evaluation of the rate of settling of reverse emulsions along the wellbore in formation water and oil, obtaining and studying stable reverse emulsions using high-density salts of CaBr2, ZnBr2, ZnCl2, polyhydric alcohols.

Full Text

Отличительные свойства обратных эмульсий (ОЭ) заключаются в следующем [1–6]:• возможности использования широкой гаммы углеводородных сред для их получения (товарные нефти, газоконденсат, светлые нефтепродукты, синтетические углеводороды, природные маслаи др.) и гидрофильной внутренней фазы (вода, водные растворы солей, кислот, щелочей, полимеров, многоатомных спиртов и др.);• регулируемые значения эффективной вязкости (ηэ) в зависимости от градиента сдвига (давления перекачки по трубам или фильтрации по коллекторскому пространству). Рост величины ηэ вызывает увеличение объемного содержания водной фазы, концентрации эмульгаторов, вязкости углеводородной среды, усиление динамики перемешивания ОЭ и ввод мелкодисперсных наполнителей. На снижение ηэ наиболее интенсивно влияет повышение температуры;• регулируемая фильтрация в коллекторское пространство пропорционально создаваемому перепаду давления и его проницаемости в обратной зависимости от вязкости ОЭ. Наиболее сдерживающим фактором инфильтрации ОЭ в призабойную зону пласта (ПЗП) из ствола скважин является наличие диспергированных глобул и дополнительное содержание мелкодисперсных антифильтрантов (полимеров, глины, сажи, аэросила, мела, битума и др.);• регулируемая термостабильность, т.е. способность к разделению на составляющие фазы путем выбора вида и концентрации эмульгаторов, компонентного состава фаз, дополнительных стабилизаторов, специальных демульгирующих агентов (ПАВ, спиртов, кислот и др.);• снижение набухания и дезинтеграции водочувствительных глинистых минералов вследствие углеводородной среды ОЭ и регулируемой минерализации водной фазы;• низкая коррозионная агрессивность к металлическому оборудованию по сравнению с диспергированной внутренней фазой;• высокие поглощающие свойства в отношении H2S, которые могут быть усилены вводом специальных нейтрализаторов;• предотвращение гидратообразования по стволу скважин при высоком газовом факторе;• растворяющая и диспергирующая способность в отношении асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) с их удержанием в объеме.Эти и ряд других свойств ОЭ предопределяют эффективность их использования в качестве промывочной жидкости при бурении скважин[1, 3–7], перфорационной среды при вскрытии продуктивных пластов [1, 4, 6, 7], жидкости глушения (ЖГ) при проведении подземных и капитальных ремонтов скважин (ПРС и КРС) [1–4,7, 8]. Реже ОЭ используют в качестве жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) [1, 9], надпакерных жидкостей при консервации скважин [3], доставкив ПЗП ингибиторов солеотложения [10], ограничения водопритоков в добывающих скважинах и перераспределения потоков воды на объектах нагнетания [1, 11–13], предупреждения газогидратов в стволе скважин [14].

About the authors

V. N. Glushchenko

Independent author

G. P. Khizhnyak

Perm National Research Polytechnic University

References

  1. Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Силин М.А. Технологические процессы вскрытия пластов и добычи нефти с использованием обратных эмульсий. - М.: Интерконтакт Наука, 2008. - 353 с.
  2. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. - М.: Интерконтакт Наука, 2008. - 725 с.
  3. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2004. - 711 с.
  4. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - 2-е изд., доп. и перераб. - Краснодар, 2009. - 337 с.
  5. Некрасова И.Л., Гаршина О.В., Хвощин П.А. Теория и практика использования инвертно-эмульсионных растворов в процессах строительства скважин. - Пермь: Астер, 2016. - 148 с.
  6. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах / Н.А. Петров, А.Я. Соловьев, В.Г. Султанов [и др.] - М.: Химия, 2008. - 440 с.
  7. New alternatives of water shutoff treatments: Application of water sensitive metastable systems / I. Lakatos, J. Lakatos-Szabo, T. Bodi, A. Vago // SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. 2008, February. OnePetro. doi: 10.2118/112403-MS
  8. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия: в 5 т. - М.: Интерконтакт Наука, 2010. - Т. 3. Призабойная зона пласта и техногенные факторы ее состояния. - 650 с.
  9. Caenn R., Darley H. C. H., Gray G. R.Composition and properties of drilling and completion fluids. - Gulf professional publishing, 2011. - 696 p.
  10. Магадова Л.А., Силин М.А., Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия. Технологические аспекты и материалы для гидроразрыва пласта: учеб. пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 423 с.
  11. Guan H., Sorbie K.S., Mackay E.J. The Comparison of Non-Aqueous and Aqueous Scale Inhibitor Treatments: Experimental and Modeling Studies // SPE Production and Operations. - 2006. - № 21(04). - P. 419-429. doi: 10.2118/87445-pa
  12. Силин М.А., Елисеев Д.Ю., Куликов А.Н. Оптимизация применения технологий ограничения водопритоков и повышения нефтеотдачи пластов на залежах трудноизвлекаемых запасов нефти Западной Сибири: учеб. пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. - 159 с.
  13. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2004. - 292 с.
  14. Собанова О.Б., Федорова И.П. Технологии применения углеводородных композиций ПАВ (реагент СНПХ-9633) для обработки призабойной зоны скважин и повышения нефтеотдачи пластов // НТЖ. Георесурсы. - 2011. - № 3. - С. 25-27.
  15. Skodvin T. Formation of Gas Hydrates in Stationary and Flowing W/O Emulsions // Encyclopedic Handbook of Emulsion Technology. - 2001. - P. 695-705. doi: 10.1201/9781420029581.ch29
  16. Optimizing filtrate design to minimize in-situ and wellbore damage to water-wet reservoirs during drill-in / C. Dalmazzone [et al.] // SPE Production and Operations. - 2006. - Vol. 21, № 01. - P. 66-73. doi: 10.2118/86498-PA
  17. Причины раннего обводнения нефтяных скважин Суторминского месторождения / Р.Н. Мухаметзянов, Р.Э. Халимов, В.В. Кузнецов, А.А. Бродский // Геология нефти и газа. - 1988. - № 10. - С. 44-47.
  18. Влияние нефтенасыщенности и проводимости коллекторов в водонефтяных зонах Мамонтовского месторождения на величину начальной обводненности продукции скважин / И.Н. Антонова, О.И. Бутолин, О.И. Владимиров, В.Т. Погонищев // Нефтепромысловое дело. - 1998. - № 4-5. - С. 32-37.
  19. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти / И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова, Р.В. Вафин [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 6. - С. 73-77.
  20. Федосов Р.И., Кошелев В.Н., Татаринов А.В. Загущенное касторовое масло и эмульсии на его основе - новый вид экологически безопасных буровых растворов для морского бурения // Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты: сб. науч. тр. ОАО НПО "Бурение". - Краснодар, 2004. - Вып. 12. - С. 109-116.
  21. Разработка и испытания селективного изолирующего состава и технологии его применения / Ю.А. Вердеревский, С.Н. Головко, Н.Х. Борисова [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 2. - С. 2-30.
  22. Spontaneous emulsification: Mechanisms, physicochemical aspects, modeling, and applications /j.C. López-Montilla [et al.] // Journal of dispersion science and technology. - 2002. - Т. 23, № 1-3. - P. 219-268. doi: 10.1080/01932690208984202
  23. Novel preparation methods for highly concentrated water-in-oil emulsions / R. Pons [et al.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 1994. - Vol. 91. - P. 259-266. doi: 10.1016/0927-7757(94)02950-4
  24. Novel Water Shutoff Treatments in Gas Wells Using Petroleum External Solutions and Microemulsions / I.J. Lakatos, J. Lakatos-Szabo, G. Szentes, M. Vadaszi, A. Vago // SPE European Formation Damage Conference and Exhibition. - 2013. doi: 10.2118/165175-ms
  25. Глущенко В.Н. Латекссодержащие обратные эмульсии // Бурение и нефть. - 2007. - № 1. - С. 46-47.
  26. New Low-Solids Oil-Based Mud Demonstrates Improved Returns as a Perforating Kill Pill / P. Jiang, K. Taugbøl, E. Alterås, C. Mo // SPE Drilling and Completion. - 2003. - Vol. 18(02). - P. 169-176. doi: 10.2118/83696-pa
  27. Ezzat A.M., Blattel S.R. Solids-free brine-in-oil emulsions for well completion // SPE drilling engineering. - 1989. - Vol. 4(04). - P. 300-306. doi: 10.2118/17161-PA
  28. Patent 5072794 US, Alcohol-in-oil drilling fluid systems / Artur H. Hale, George C. Blytas. - Publ. 17.12.1991. - P. 1-18.
  29. Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. - М.: Недра, 2000. - 270 с.
  30. Mondshine T.C. New technique determines oil-mud salinity needs in shale drilling // Oil and Gas Journal. - 1969. - Vol. 14. - P. 70-75.
  31. Simpson J.P., Dearing H.L. Diffusion Osmosis-An unrecognized cause of shale instability // IADC/SPE Drilling Conference. - 2000, February. OnePetro. doi: 10.2118/59190-MS
  32. Oort E.V. Physico-Chemical Stabilization of Shales // SPE paper. - 1996. - 37623. - P. 523-538.
  33. Карпов В.А. Об особом типе природного резервуара УВ в баженовской свите Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. - № 8. - С. 28-34.
  34. Андреева А.Н., Стрижнев К.В., Алексеев Ю.В. Первые результаты работы над концепцией полигона общего доступа "Бажен" // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 3. - С. 22-27. doi: 10.24887/0028-2448-2020-3-22-27
  35. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, П.А. Туренков, С.А. Горбунов - М.: Издательство Академии горных наук, 2000. - 247 с.
  36. Ключевые проблемы освоения ачимовских отложений на разных масштабах исследования / М.В. Букатов, Д.Н. Пескова, М.Г. Ненашева [и др.] // PRO нефть. - 2018. - № 2. - С. 16-21.
  37. Исследование керна туронской газовой залежи для подбора оптимальных технологических жидкостей / В. Гусаков, В. Сингизова, А. Макатров, А. Телин // Oil and Gas Journal Russia. - 2014. - Август. - С. 48-51.
  38. Основные положения методики подсчета запасов и проектирования разработки газовых пластов в низкопроницаемых туронских отложениях на активах ПАО "НК" Роснефть" / О.А. Познюк, К.Б. Кузив, А.Н. Киселев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2021. - № 11. - С. 32-38. doi: 10.24887/0028-2448-2021-11-32-38
  39. Королев С., Бояркин А. Высокоэффективная технология глушения скважин с применением блокирующих жидкостей на углеводородной основе // Бурение и нефть. - 2006. - № 2. - С. 15-17.

Statistics

Views

Abstract - 207

PDF (Russian) - 143

PDF (English) - 7

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2023 Glushchenko V.N., Khizhnyak G.P.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies