Разработка состава устойчивой битумной эмульсии для селективной изоляции притока вод в добывающие скважины тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

ФАМ ХОАНГ КЫОНГ

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА СОСТАВА УСТОЙЧИВОЙ БИТУМНОЙ ЭМУЛЬСИИ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОД В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ

02.00.11 - «Коллоидная химия»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Москва-2010

4840054

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина на кафедре технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности

Научный руководитель

доктор химических наук, профессор Силин Михаил Александрович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Крупин Станислав Васильевич кандидат технических наук Соболев Константин Александрович

Ведущая организация:

ОАО «Синтез ПАВ»

Защита состоится 25 января 2011г. в 15 часов в ауд. 541 на заседании диссертационного совета Д 212.200.04 при РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, дом 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. Автореферат разослан 25 декабря 2010г.

Ученый секретарь диссертационного совета, Д.212.200.04

Доктор технических наук, профессор

Сафиева Р.З.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Большинство разрабатываемых нефтяных месторождений характеризуется ростом обводненности продукции, что является признаком перехода месторождения на последнюю стадию разработки. Обводненность добываемой продукции достигает 70-98 %, при годовом темпе роста обводненности - 3-7 %. Все это приводит к тому, что коэффициент нефтеизвлечения многих месторождений не превышает 30-40%.

В связи с этим, ограничение и изоляция притока вод в добывающих скважинах является одной из важнейших требующих решений задач. Часто изоляция водопритоков стимулирует повышение нефтеотдачи, за счет включения в разработку ранее незадействованных пластов и пропластков.

Работы по изоляции притока воды в скважину относят к ремонтно-изоляционным работам (РИР). Реагенты, применяемые при проведении таких работ, имеют различную химическую природу. К неорганическим материалам относятся цемент, гипс и др. К органическим реагентам относятся, в основном, полимеры, такие как полиакриламид (ПАА), гидролизованный полиакрилонитрил (ГИПАН), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), гидроксиэтилцеллюлоза (ГОЭЦ) и

др.

При исследовании процесса фильтрации нефти через керновый материал была доказана возможность использования самой нефти в качестве селективного реагента для изоляции водопритока, за счет адсорбции на поверхности породы смолистоасфальтеновых веществ. Однако при реализации метода было установлено, что нефть быстро выносится из пласта. Предлагались различные технологии применения отходов переработки нефти с большим содержанием смолистоасфальтеновых веществ (САВ), но в связи с тем, что такие материалы имеют высокую вязкость, их применение технологически сложно. В качестве одного из водоизолирующих материалов было предложено использовать битумную эмульсию (БЭ). БЭ - это дисперсные системы, состоящие из битума, воды и эмульгаторов, придающих БЭ устойчивость во времени. Использование БЭ, с целью изоляции водопритоков, имеет ряд преимуществ. При нанесении на

поверхность породы эмульсия разрушается с выделением битума и адсорбцией его на поверхности, что придает различным материалам гидрофобные свойства, в т.ч. водонепроницаемость. Эмульсии легко наносятся на различные поверхности, проникая за счет невысокой вязкости в поры материалов, хорошо смешиваются с минеральными материалами и связывают их частицы. Все эти свойства БЭ и дают возможность применения их в РИР скважин.

Цель работы - разработка составов устойчивых БЭ на основе дорожных битумов марки БНД 60/90 с использованием доступных эмульгаторов, а также применение БЭ для селективной изоляции притока вод в добывающих скважинах.

Задачи исследования

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Анализ существующих методов водоизоляции нефтяных скважин.

2. Разработка методики получения БЭ.

3. Исследование ПАВ различной химической природы, позволившее оценить возможности их использования в качестве эмульгаторов при создании устойчивых БЭ.

4. Исследование физико-химических свойств полученных БЭ.

5. Выбор рецептуры оптимального состава БЭ на основе эмульгаторов российского производства.

6. Исследование тампонирующей способности БЭ.

7. Разработка технологии изоляции притока вод в добывающих скважинах с использованием полученной БЭ.

Научная новизна

Установлены зависимости между химической природой используемых эмульгаторов и физико - химическими характеристиками полученных БЭ.

Показано, что возможность образования и стабильность БЭ зависят как от качества и количества эмульгатора, так и концентрации регуляторов pH среды (HCl, NaOH).

Разработан новый композиционный эмульгатор, представляющий собой

смесь сложных эфиров аминов талового масла, формальдегида и ТЭА (Тамин -4) - ПАВ катионного типа (50%) и смесь оксиэтилированных алкилфенолов С)0 - Сп с их сульфоэтоксилатами в форме солей с триэтаноламином (Нефтенол ВВД) -смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ (50%).

Практическая ценность

1. Разработан состав БЭ с композиционным эмульгатором, обладающий высокой агрегативной устойчивостью.

2. Разработана методика приготовления БЭ, с помощью коллоидной мельницы.

3. Фильтрационными исследованиями показана высокая тампонирующая способность полученного состава БЭ.

4. Разработана технология применения в промысловых условиях полученного состава БЭ для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Апробация работы

Результаты исследований по теме диссертации были представлены на XIV международной научно-практической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» , г.Суздаль, 2010г.

Публикации По материалам диссертации опубликовано 3 печатные работы, включая 2 статьи в научных журналах, входящих в перечень ВАК.

Объём и структура работы Диссертация состоит из введения, 5 глав, выводов, библиографического списка из 90 наименований и 7 приложений. Работа изложена на 132 страницах машинописного текста и содержит 10 рисунков и 17 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показаны актуальность проблемы, её практическая значимость, определены цель и задачи диссертации.

В первой главе представлен обзор литературы по причинам, вызывающим обводнение добывающих скважин и классификации методов селективной изоляции водопритоков.

Представлен анализ литературы по физико-химическим свойствам и характеристикам эмульсий, в том числе БЭ и технологиям ограничения водопритока в добывающих скважинах с применением эмульсионных составов.

Показано, что несмотря на проводимые исследования, в настоящее время проблема ограничения водопритока в скважинах полностью не решена. Наиболее рациональным способом борьбы с поступлением воды в добывающую скважину является селективная водоизоляция. Эффективным реагентом для селективной водоизоляции может стать БЭ. В связи с этим, была поставлена цель настоящей работы, сформулированы основные задачи исследования и пути их решения.

Во второй главе представлено описание объектов исследования и методов получения и исследования БЭ. Обоснован выбор необходимых компонентов образцов и модифицирующих добавок. Рассмотрены способы и методы их внесения в БЭ.

При выборе объектов исследования учитывались основные требования, предъявляемые к БЭ, используемым для ограничения водопритоков.

В качестве дисперсной фазы использовался битум нефтяной дорожный вязкий БНД 60/90, отвечающий требованиям ГОСТ 22245-90, физико -химические характеристики которого приведены в таблице 1.

В качестве дисперсионной среды для приготовления опытных образцов БЭ использовалась пресная техническая вода. Пресная техническая вода содержит механические примеси, а также обладает повышенной жёсткостью, что может привести к распаду эмульсии. Жёсткость используемой воды не должна превышать 6 мг-экв/л.

Таблица 1

Физико-химические характеристики БНД 60/90

Наименование показателей Норма по Фактические

ТУ значения

1. Глубина проникания иглы, 0,1мм: при 25°С 61 -90 83

при 0 °С, не менее 20 21

2. Температура размягчения по кольцу и шару, °С 47 47

не ниже

Растяжимость, см, не менее:

при 25 °С 55 132

при 0 °С 3,5 3,5

3. Температура хрупкости, °С, не выше -15 -12

4. Температура вспышки, °С, не ниже 230 290

5. Изменение температуры размягчения после прогрева, °С, не более 5 5

6. Индекс пенетрации -1 до 1 -0,6

В качестве эмульгаторов использовались поверхностно - активные соединения различной химической природы, приведены в таблице 2.

Таким образом, для исследований был выбран широкой круг эмульгаторов зарубежного и российского производства. Эмульгаторы зарубежного производства являлись товарными продуктами, которые применяются для получения различных БЭ. Российские эмульгаторы для получения БЭ ранее не применялись.

Для активации эмульгатора и перевода его в состояние соли применялись водные растворы соляной кислоты НС1 (35%) и едкого натра NaOH (24%).

Для получения БЭ были использованы электромеханическая мешалка EURUSTAR DIGITAL со скоростью перемешивания до 2000 об/мин и лабораторная коллоидная мельница с частотой вращения рабочего органа 8000 об/мин.

Анализ дисперсности БЭ проводился на микроскопе МИКМЕД 3, предназначенном для исследований препаратов в проходящем свете, в светлом поле.

Таблица 2.

Использованные эмульгаторы

Название Структурная формула Тип ПАВ Производитель

Тамин -4 К - СН - СООСН2СН2Ы(СН2СН2ОН)2> = 17-19 СН2ОСН2СН2Ы(СН2СН2ОН)2 Катионоактивный ЗАО «Химеко»

Фосфол о 9\^^0(СН2СН20)пСН2СН2-0-р-0-СН2СН2(0СН2СН2)п0^у-С9Н„ 0(СН2СН20)пН , П = 10 -12 НЫ+(СН2СН2ОН)з Смесь неионогенного и анионоактивного ЗАО «Химеко»

Нефтенол ВВД с н 9-^^0(СН2СН20)п5020 XX HN+(CH2CH2OH)з 10-12 Смесь неионогенного и анионоактивного ЗАО «Химеко»

Эмульгатор МР а-сскж',н = с17-с|9 Анионоактивный ЗАО «Химеко»

Яе<11со1е Е-11 ОТ сг сн3 ^ ' СН3~1^+"СН2 ^Н2—СН2— 1 1 сн3 сн, . с г Катионоактивный Акзонобель

И.есИсо1е ЕМ-22 H2NCH2CH2CH2NH-R Я-СО-ЫНСН2СН2(ЫНСН2СН2)п Катионоактивный Акзонобель

Яе(Исо1е ЕМ-26 сн, 1 СН3- Ы—СН2-СН2-Н^СН2СН20)Я СН] + Катионоактивный Акзонобель

Для определения устойчивости эмульсии при перемешивании с минеральными материалами и оценки свойств полученных образцов использовались следующие минеральные материалы: песок, щебень, кварцевая мука.

Во второй главе рассмотрены методы анализа основных свойств БЭ, таких как сцепление эмульсий с поверхностью кварцевой, карбонатной породы и металла, условная вязкость, показатель расслоения и класс БЭ.

В третьей главе приведены результаты экспериментальных исследований по разработке водоизолирующих составов на основе БЭ для ограничения водопритока в добывающих скважинах.

На первом этапе исследований проводилось определение устойчивости БЭ, полученных с помощью электромеханической мешалки.

При загрузке 50% битума (температура 140°С), 50% водного раствора «эмульгатор + реагент для регулирования рН среды (НС1/№ОН)», при использовании различных эмульгаторов были получены БЭ, имеющие низкие показатели агрегативной устойчивости, значения которых приведены в таблице 3.

Было установлено, что при использовании механической мешалки и российских эмульгаторов при увеличении концентрации эмульгаторов и компонентов, регулирующих рН среды, эмульсия образуется легче и является более агрегативно устойчивой, а при использовании зарубежных эмульгаторов получить устойчивую БЭ в таких условиях вообще не удалось.

Российские эмульгаторы Тамин-4, Фосфол и Нефтенол ВВД образуют коллоидно - стабильные эмульсии при высоких концентрациях.

Поскольку зарубежные эмульгаторы И.есНсо1е Е-11НР, КеЛсо1е ЕМ-22 и 11е(Г1со1е ЕМ-26 являются товарными продуктами, применяемыми на производстве для получения БЭ, отсутствие образования эмульсии при использовании этих реагентов было связано с неподходящей технологией приготовления БЭ, а именно, с использованием электромеханической мешалки, которая имеет следующие недостатки:

Таблица 3

Результаты исследования коллоидной стабильности БЭ, приготовленных

при механическом перемешивании

Эмульгатор Концеотрация эмульгаторов, % масс. Регулятор pH среды (водный раствор) Концентрация регулятора pH среды, % масс. Время стабильности, сутки

0,2 HCl 0,5 0

0,5 HCl 0,5 0

Redcote 1 HCl 1 0

ЕМ-22 1,5 HCl 2 0

3 HCl 3 0

5 HCl 3 0

0,2 HCl 0,5 0

0,5 HCl 0,5 0

Redcote 1 HCl 1 0

Е-11 HF 1,5 HCl 2 0

3 HCl 3 0

5 HCl 3 0

0,2 HCl 0,5 0

0,5 HCl 0,5 0

Redcote 1 HCl 1 0

ЕМ -26 1,5 HCl 2 0

3 HCl 3 0

5 HCl 3 0

2 - 0 0

Фосфол 3 - 0 0

4 - 0 3

5 - 0 3

2 - 0 0

Нефтенол 3 - 0 0

ввд 4 - 0 3

5 - 0 3

2 HCl 1 0

Тамин-4 3 HCl 1 0

4 HCl 3 0

5 HCl 3 3

- требуемая температура компонентов нестабильна и резко снижается в ходе приготовления эмульсии;

- низкая частота вращения мешалки;

- отсутствие системы изоляции при перемешивании.

Таблица 4

Результаты исследования коллоидной стабильности БЭ, полученных на

лабораторной коллоидной мельнице

Эмульгатор Концентрация эмульгаторов, % масс. Регулятор pH среды (водный раствор) Концентрация регулятора pH среды, % масс. Время стабильности, сутки

3 HCl 3 больше 30

Redcote 1,5 HCl 3 больше 30

ЕМ-22 0,5 HCl 3 больше 30

0,2 HCl 3 больше 30

3 HCl 3 больше 30

Redcote 1,5 HCl 3 больше 30

Е- 11 HF 0,5 HCl 3 больше 30

0,2 HCl 3 больше 30

3 на 3 2

Redcote 1,5 HCl 3 2

ЕМ-26 0,5 HCl 3 2

0,2 HCl 3 2

5 - 0 5

Фосфол 3 - 0 5

2 - 0 5

1 - 0 1

5 - ; ö 5

Нефтенол 3 - 0 5

ввд 2 - 0 1

1 - 0 1

5 HCl 3 5

Тамин-4 3 HCl 3 2

2 HCl 3 1

1 HCl 3 1

5 NaOH 3 0

МР 100 3 NaOH 3 0

2 NaOH 3 0

5 NaOH 3 0

МР 200 3 NaOH 3 0

2 NaOH 3 0

Для приготовления БЭ необходимо смешать водный раствор эмульгатора, доведенный до необходимой рабочей температуры (порядка 100°С), и битум, размягченный до текучего состояния. Но основная сложность возникает уже на этапе приготовления БЭ: требуется поддерживать постоянную температуру битума и водного раствора эмульгатора для поддержания стабильности системы.

В связи с отсутствием возможности устранить эти недостатки при использовании электромеханической мешалки, было принято решение использовать для приготовления БЭ коллоидную мельницу.

В таблице 4 представлены результаты определения коллоидной стабильности БЭ, полученной с помощью лабораторной коллоидной мельницы.

Таблица 5

Результаты исследования коллоидной стабильности БЭ на основе композиционных эмульгаторов, полученных на лабораторной коллоидной

мельнице

Композиционный эмульгатор Концентрация эмульгатора, % масс. Регулятор pH среды (водный раствор) Концентрация регулятора pH среды, % масс. Время стабильности, сутки

70% Тампа -4 + 30% Фосфол 5 HCl 3 5

4 HCl 3 3

3 HCl 3

2 HCl 3

50% Тамин -4 + 50% Фосфол 5 HCl 3 1

4 HCl 3 1

3 HCl 3 1

2 HCl 3 1

30% Тамин -4 + 70% Фосфол 5 HCl 3

4 HCl 3

3 HCl 3 I

2 HCl 3

70% Тамин -4 + 30% Нефтенол ввд 5 HCl 3 15

4 HCl 3 5

3 HCl 3 1

2 HCl 3 1

50% Тамин -4 + 50% Нефтенол ввд 5 HCl 3 больше 30

4 HCl 3 больше 30

3 HCl 3 больше 30

2 HCl 3 больше 30

30% Тамин -4 + 70% Нефтенол ВВД 5 HCl 3 10

4 HCl 3 5

3 HCl 3 1

2 HCl 3 1

Анализ приведенных результатов при использовании коллоидной мельницы показывает, что все испытанные зарубежные эмульгаторы образуют эмульсии более стабильные и качественные по сравнению с российскими. Чтобы получить

более стабильные эмульсии на основе российских эмульгаторов, было предложено использовать композиционные эмульгаторы, включающие реагенты Тамин-4, Фосфол и Нефтенол ВВД, имеющие различную химическую природу и показавшие лучшие результаты на предварительной стадии, при различных процентных соотношениях компонентов (30:70, 50:50, 70:30).

Результаты оценки агрегативной устойчивости БЭ, приготовленных на основе композиционных эмульгаторов, представлены в таблице 5.

Как видно из результатов, представленных в таблице 5, при использовании композиционного эмульгатора состава 50% масс. Тамина - 4 + 50% масс. Нефтенола ВВД, при концентрациях 2% - 5% масс, образуется коллоидно -стабильная эмульсия, представляющая собой жидкость коричневого цвета. Полученная БЭ остается стабильной более 30 суток.

Оптимальный состав композиции эмульгатора содержащего Тамин -4 и Нефтенол ВВД был подобран с использованием метода наименьших квадратов (МНК) (рисунок 1).

Рисунок 1. Оптимальный состав композиции эмульгатора содержащего Тамин -4 и Нефтенол ВВД (при концентрации эмульгатора 5%)

На рисунке 1 представлена кривая, полученная по экспериментальным данным и кривая, полученная с использованием МНК путем обработки экспериментальных данных.

Данная кривая описывается следующим уравнением: у = 4,9757 + 0,6459*х - 0,006*х2,

Где х - процентное содержание Тамина - 4, (1-х) - процентное содержание Нефтенола ВВД. Наибольшая стабильность БЭ была получена для композиции Тамина- 4 и Нефтенола ВВД в соотношении 1:1 по масс.

Таким образом, на основании полученных результатов можно сделать следующие выводы:

- По сравнению с электромеханической мешалкой коллоидная мельница оснащена системой изоляции процесса перемешивания, что позволяет вести процесс при постоянной, требуемой температуре. Высокая частота вращения коллоидной мельницы позволяет получать более мелкодисперсную эмульсию, что придает ей коллоидную стабильность и позволяет проникнуть в поры нефтяных горизонтов, т.к. известно, что размеры каналов продуктивных пластов изменяются в пределах от 5 до 30 мкм.

- При соотношении 1:1 масс, между компонентами эмульгатора Тамином-4 и Нефтенолом ВВД, происходит синергетическое взаимодействие. Оптимальное сочетание эмульгирующих и стабилизирующих компонентов в композиционном растворе позволяет получить наиболее агрегативно устойчивые БЭ.

- В процессе использования битумной эмульсии для ограничения водопритока в скважине необходимо, чтобы она проникала в поры породы и внутренние трещины пласта. Поэтому БЭ, приготовленные на лабораторной коллоидной мельнице с использованием композиционного эмульгатора состава 50% масс. Тамина - 4 + 50% масс. Нефтенола ВВД и зарубежных эмульгаторов Redicote Е — 11HF и Redicote ЕМ — 22, являющиеся наиболее мелкодисперсными и стабильными, были выбраны для дальнейшего исследования в качестве реагентов для ограничения водопритока.

В первую очередь были проведены исследования условной вязкости полученных коллоидно - стабильных БЭ в зависимости от концентрации эмульгаторов.

Результаты определения зависимости условной вязкости БЭ в зависимости от концентрации эмульгаторов представлены на рисунке 2.

0 1 2 3 4 5 6

Концентрация »мульптара, %

♦ Ве^Лссле Е-11 Нр ■ Н>'<И< пТе (_М-22 Л. '>0'% Таллин - 4 ♦ 50% Нефтенол ВВД

Рисунок 2. Зависимость условной вязкости БЭ от концентрации эмульгатора

Из анализа кривых рисунка 2 следует, что с увеличением концентрации эмульгатора условная вязкость незначительно уменьшается для эмульсий, приготовленных с использованием эмульгаторов Яе(1юо1е Е-11№ и ЯссПс^е ЕМ-22. В то же время для эмульсии, приготовленной с использованием композиционного эмульгатора 50% масс. Тамина -4 и 50% масс. Нефтенола ВВД она резко возрастает с ростом концентрации эмульгатора. Это можно объяснять тем, что с увеличением концентрации эмульгатора размер частиц дисперсной фазы при использовании эмульгаторов НеФсйе Е-ПНР и ИесИаЛе ЕМ-22 практический не меняется, а при использовании композиционного эмульгатора (50%Тамин -4 +50% Нефтенол ВВД) размер частиц дисперсной фазы уменьшается, в результате чего вязкость эмульсий возрастает.

Как видно из анализа кривых рисунка 2, несмотря на то, что в присутствии композиционного эмульгатора (50% масс. Тамин -4 +50% масс. Нефтенол ВВД) условная вязкость эмульсии при изменении концентрации эмульгатора от 2 до 5% масс, возрастает в 1,5 раза, вязкость БЭ остается низкой (Юс). БЭ за счет невысокой вязкости сможет легко проникать в пористую среду, при этом она хорошо смешивается с минеральными материалами и связывает их частицы. Эти свойства полученной БЭ дают возможность применения ее при РИР скважин.

Для оценки устойчивости системы БЭ применялась шкала устойчивости, состоящая из трех классов. БЭ, относящиеся к первому классу устойчивости, при перемешивании с минеральными материалами расслаивались и образовывали сгустки битума, оставляя зерна минеральных материалов полностью или частично необработанными. БЭ, относящиеся к второму классу устойчивости, образовывали однородную смесь и давали равномерное покрытие минеральных материалов, однако полученная система расслаивалась во времени. БЭ, относящиеся к третьему классу устойчивости, при перемешивании образовывали устойчивую во времени однородную смесь, зерна минеральных материалов были равномерно покрыты сплошной пленкой эмульсии.

Таблица 6

Определение класса устойчивости битумных эмульсий

Эмульгатор Концентрация эмульгатора, % масс. Концентрация водного раствора регулятора рН среды, % масс. Класс устойчивости

0,2 3 I

Redicote ЕМ-22 0,5 3 I

1,5 3 III

3 3 III

0,2 3 I

Redicote Е-11 HF 0,5 3 III

1,5 3 III

3 3 III

50% Тамин -4 + 50% Нефтенол ВВД 2 3 I

3 3 III

4 3 III

5 3 III

Результаты определения класса устойчивости полученных БЭ приведены в таблице 6. В результате проведенных экспериментов были получены БЭ, относящиеся к I и III классам устойчивости.

Из результатов, представленных в таблице 6 видно, что при увеличении концентрации эмульгатора до 3-х % масс, время расслаивания БЭ возрастает, что позволяет перевести их из 1-го в Ш-й класс устойчивости.

БЭ, относящиеся к третьему классу при перемешивании образовывали однородную смесь, зерна минеральных материалов были равномерно покрыты сплошной пленкой эмульсии. Для использования БЭ в качестве реагента ограничения водопритока возможно использование только устойчивых БЭ, поэтому в дальнейшем исследовались только БЭ, относящиеся к третьему классу устойчивости. Исследовалось сцепление БЭ с металлической пластинкой, карбонатной и кварцевой породами, для оценки потерь БЭ в процессе транспорта, хранения и закачки по насосно-компрессорным трубам, а так же для определения адсорбции БЭ на породе при закачке в пласт. Сущность анализа заключалась в оценке степени сохранности пленки битума на поверхности металла и породы после кипячения в пресной воде.

Для оценки сцепления БЭ с поверхностью металла, а также карбонатной и кварцевой породы была проведена оценка распределения пленки БЭ на единицу поверхности этих материалов.

Результаты исследования сцепления БЭ с поверхностью различных материалов представлены в таблице 7.

Как видно из результатов, представленных в таблице 7, наибольшим значением распределения пленки БЭ на единицу поверхности карбонатной и кварцевой пород после испытания обладали БЭ на основе 3% и 5% масс, композиционного эмульгатора (50% масс. Тамин-4 + 50% масс. Нефтенол ВВД).

На рисунке 3 приведены зависимости сцепления БЭ с поверхностью разных материалов для композиционного эмульгатора (50% масс. Тамин - 4 + 50% масс. Нефтенол ВВД) от концентрации эмульгатора.

Таблица 7

Сцепление БЭ с поверхностью различных материалов

Эмульгатор Концентрация эмульгатора, % масс. Концентрация водного раствора регулятора рН среды, %масс. Распределение пленки БЭ на поверхности металла, г/см2 Распределение пленки БЭ на поверхности карбонатной породы, г/см2 Распределение плевки БЭ на поверхности кварцевой породы, г/см2

ЯесНсйе ЕМ-22 1,5 3 0,0037 0,0025 0,0022

3 3 0,0030 0,0034 0,0044

Ке<Мсо1е Е-11 ОТ 0,5 3 0,0025 0,0032 0,0038

1,5 3 0,0030 0,0025 0,0043

3 3 0,0025 0,0034 0,0027

50% Тамин-4 +50% Нефтенол ВВД 3 3 0,0027 0,0102 0,0296

4 3 0,0024 0,0061 0,0268

5 3 0,0056 0,0114 0,0357

Рисунок 3. Характеристика зависимости сцепления БЭ с поверхностью разных материалов для композиционного эмульгатора, содержащего 50% масс. Тамина -4 + 50% масс. Нефтенола ВВД, от концентрации эмульгатора

Анализ результатов, представленных в таблице 7 и на рисунке 3, позволяет сделать следующие выводы:

- с увеличением концентрации эмульгатора в БЭ способность её сцепления с поверхностью металла и породы увеличивается;

- БЭ, полученная на основе композиционного эмульгатора (50% масс. Тамин - 4 + 50% масс. Нефтенол ВВД) лучше адсорбируется на кварцевой породе, чем на карбонатной, поэтому такую БЭ предпочтительнее использовать для ограничения водопритока в терригенном коллекторе;

Для наиболее коллоидно - стабильных БЭ проводилось исследование дисперсности под микроскопом, результаты которого приведены в таблице 8.

Таблица 8

Результаты исследования дисперсности БЭ под микроскопом

Эмульгатор 50%Тамин -4 + 50% Нефтенол ВВД ЯесИс^е Е - 11Ш7 ЯесЦсхЛе ЕМ-22

Концентрация эмульгаторов, % 3 4 5 0,5 1,5 3 1,5 3

Содержание дисперсной фазы с размером частиц менее 30 мкм, % 24 78 100 75 95 90 72 100

Содержание дисперсной фазы с размером частиц выше 30 мкм, % 76 22 0 25 5 10 28 0

Результаты исследований доказывают, что полученные БЭ являются мелкодисперсными системами. Наблюдается распределение капель воды, покрытых пленкой битума и отдельные частички битума в воде, следовательно, полученные эмульсии можно рассматривать как множественные.

При повышении концентрации эмульгаторов в составах БЭ их дисперсность увеличивается.

БЭ, полученная на основе композиционного эмульгатора (50% масс. Тамин - 4 + 50% масс. Нефтенол ВВД), введенного в концентрации 5% масс., лучше всех испытанных эмульгаторов адсорбируется на породе, что является

определяющим фактором применения этого состава БЭ для ограничения водопритока в пласте, этот состав также обладает высокой дисперсностью. В связи с этим такую БЭ необходимо было протестировать в лабораторных условиях для оценки эффективности ее поведения в пористой среде при термобарических условиях пласта в присутствии пластовых флюидов.

В четвёртой главе представлены результаты исследования БЭ на основе композиционного эмульгатора (50% масс. Тамин -4 + 50% масс. Нефтенол ВВД), в качестве реагента для ограничения водопритока на установке высокого давления HP-CFS учебно-научной лаборатории моделирования пластовых процессов Института промысловой химии РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Схема установки представлена на рисунке 4.

Технология обработки скважин предназначена для изоляции путей обводнения в нефтяных скважинах и включает комплекс технологических приемов и реагентов для обработок. Она основана на закачке в пласт состава на основе промышленно-выпускаемой БЭ, разрушающейся в пласте за счет адсорбции битума на породе. Адсорбирующийся на породе битум не растворяется в воде и хорошо растворяется в органических растворителях и нефти, что позволит селективно изолировать обводнившиеся пропластки.

Ниже приведены основные параметры работы установки высокого давления HP-CFS.

В качестве образца пористой среды использовалась насыпная водонасыщенная модель набитая молотым песком с проницаемостью по воде 14,62 мкм2, поровый объем модели составил 160 см3. Этапы эксперимента:

1. Фильтрация через водонасыщенную модель пластовой воды при комнатной температуре. Определение начальной проницаемости по воде.

2. Закачка модифицированной БЭ при Ьксп=85°С. Всего было закачано 200см3 эмульсии при перепаде давления ДР=3,2МПа.

3. Закачка пластовой воды в обратном направлении при противодавлении Рв=0 и определение остаточного сопротивления R,)CI

4. Закачка керосина в обратном направлении при противодавлении Рв=0 и определение остаточного сопротивления ROCT .

На рисунке 5 представлен график изменения фактора сопротивления после закачки БЭ и последующей закачки воды и керосина.

После закачки воды остаточное сопротивление R^ составляло 26,88 МПа. Это означает, что проницаемость насыпной модели снизилась в 26 раз. После закачки керосина в обратном направлении остаточное сопротивление R^ составило 2,36МПа. Это свидетельствует о том, что проницаемость насыпной модели практически полностью восстановилась. Таким образом, механизм воздействия БЭ на пласт можно считать селективным. Фильтрация через водонасышенную модель данной БЭ при температуре 85°С подтвердила хорошую адсорбционную способность состава и его достаточно высокую термостабильность, позволила оценить степень селективности и изолирующей способности БЭ.

Для сравнения приведены результаты исследования фильтрации при использовании в качестве тампонирующего материала сшитого ПАА 0,5% масс, и ацетата хрома 0,05% масс, (рисунок 6)

Как следует из результатов исследований БЭ имеет значительно большой фактор остаточного сопротивления (R^ = 26,88 МПа для БЭ, 20,63МПа для сшитого ПАА) при одинаковым расходе FlR=200cM3/4ac.

По сравнении со сшитым ПАА, БЭ можно использовать в пласте с высокой проницаемостью (начальная проницаемость по воде - для БЭ 14,62 мкм2, а для сшитого ПАА 0,7698мкм2). При этом ПАА не является селективным материалом.

Итоги эксперимента свидетельствуют о том, что разработан эффективный композиционный эмульгатор для получения коллоидно - стабильных БЭ, предназначенных для селективной изоляции водопритоков в скважинах.

подамся с ридетхгоаяьши ззоризтю для иояята р«аг«ялм жжшхта» термосиг 4 модел» ижп

састсш грстижодххл^нш б яжгреытел&яыя элемент гресс жысокого шлагая (15 С О) СОС>'2Ы с маслом зля моолвення хрессов гягояыс бж-тлоии 131робоотборяш:

керяодфжвтел* 15 манхета резяяовдя

обряип тхрвя 1? пресс ши согзхиих згхлеяня обжниа

13.19.20 сосуд высокого дилешя

Б1...Б2© жеипеш; М1... М4-шясакпры; ТО ш*фюном«р пезмключатвли

".В.?

ю, 11,12 14 16

П1...ПЗ

1ЭСО з-

Рисунок 4. Схема установки высокого давления и температуры НР - СИЗ

Температура эксперимента 85°С. Начальная проницаемость по воде -14,62 мкм2

Относительный накопленный объём закачки, Узак/Упор

Рисунок 5. Изменение фактора сопротивления после закачки модифицированной БЭ и последующей

закачки воды и керосина

Температура эксперимента 85 °С. начальная проницаемость по воде - 0.7698 мкм2

Относительный накопленный объём закачки, УчакА'пор

Рисунок б. Изменение фактора сопротивления после закачки водного раствора ППА Р01ЛТ -Т-101 ацетатом хрома в водонасыщенную модель пласта .

В пятой главе представлена предлагаемая технология применения БЭ для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

ВЫВОДЫ

1. Проведены сравнительные исследования ПАВ различной химической природы, позволившие оценить возможность их использования в качестве эмульгаторов при создании БЭ для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах.

2. Изучена агрегативная устойчивость БЭ полученных с помощью электромеханической мешалки и коллоидной мельницы. Установлено, что с помощью коллоидной мельницы, возможно получить БЭ с высокой коллоидной стабильностью.

3. Проведено сравнительное исследование эмульгирующего действия и стабильности полученных БЭ для ряда эмульгаторов зарубежного и российского производства для которых оценены эксплуатационные характеристики: условная вязкость, дисперсность, сцепление с поверхностями металла, карбонатной и кварцевой породой, устойчивость при перемешивании с минеральными материалами.

4. Установлены зависимости между химической природой используемых эмульгаторов и физико - химическими характеристиками полученных БЭ.

5. Установлено, что эмульгирующая способность и стабильность БЭ зависят как от качества и количества эмульгатора, так и концентрации регуляторов pH среды (HCl, NaOH).

6. Для получения стабильных БЭ исследованы композиции эмульгаторов различной химической природы - катионоактивного и смесь неионогенного и анионоактивного при соотношениях в составе (% масс.) от 30 : 70 до 70 : 30. Получен новый композиционный эмульгатор, представляющий собой смесь сложных эфиров аминов талового масла и формальдегида (Тамин -4) - ПАВ катионного типа (50% масс.) и смесь оксиэтилированных алкилфенолов Сю -

С12 с их сульфэтоксилатами в форме солей с триэтаноламином (Нефтенол ВВД) -смесь неионогенного и анионного ПАВ (50% масс.).

7. Получены закономерности изменения условной вязкости БЭ в зависимости от концентрации эмульгаторов. Установлено, что в присутствии композиционного эмульгатора при соотношении компонентов 1:1 условная вязкость БЭ возрастает в 1,5 раза при росте концентрации эмульгатора с 2 до 5% масс..

8. Фильтрационными исследованиями на установке высокого давления и температуры НР-СРБ показана высокая тампонирующая способность БЭ, приготовленной на основе предложенного композиционного эмульгатора. Доказан селективный механизм воздействия полученной эмульсии на обводненный нефтяной терригенный пласт.

9. Предложена технология селективной изоляции водопритоков добывающих скважин в терригенном коллекторе с пластовой температурой до 85°С с использованием разработанного состава БЭ.

Список работ опубликованных по теме диссертации

1. Силин М.А., Федорова Л.А., Фам Х.К., и др. Разработка битумной эмульсии для применения в технологии селективной изоляции водопритоков// «эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин», XIV международная научно - практическая конференция., г. Суздаль. - 2010. - С. 150-153.

2. Силин М.А., Рудь М.И., Фам Х.К., и др. Новый эмульгатор для получения битумных эмульсий, применяемых в технологии селективной изоляции водопритоков//Нефтепромысловое дело. -№ 9. -2010. -С. 20-22.

3. Силин М.А., Рудь М.И., Фам Х.К., и др. Разработка битумной эмульсии для применения в технологии селективной изоляции водопритоков// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-№ 11. -2010. - С. 11-13.

Подписано в печать 22.12.2010. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ № 433

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44

ВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I. БЭ В ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ (ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР).

1.1. Причины обводнения добывающих скважин.

1.2. Механизм действия изоляционных составов.

1.3. Классификация методов селективного ограничения водопритока

1.4. Современные технологии селективной изоляции водопритока.

1.4.1.Технологии изоляции водопритока полимерным заводнением.

1.4.2.Технологии изоляции водопритока полимер дисперсными системами. 19 1.4.3 .Технологии изоляции водопритоков полимергелевыми системами.

1.4.4.Технологии изоляции водопритоков волоконисто-дисперсными системами.

1.4.5.Технологии изоляции водопритоков резиновой крошкой.

1.4.6.Технологии изоляции водопритоков отверждающимися химическими реагентами.

1.4.7. Технологии изоляции водопритоков кремнийорганическими соединениями.

1.4.8. Гидрофобизация поверхности пород призабойной зоны пласта.

1.4.9. Неорганические водоизолирующие материалы.

1.4.10.Технологии изоляции водопритоков с использованием пенных систем.

1.4.11 .Технологии изоляции водопритоков водонефтяными эмульсиями.

1.5. Эмульсионные составы для изоляции водопритока.

1.5.1. Классификация и общая характеристика эмульсий.

1.5.2. Физико-химические аспекты стабильности эмульсий и их основные свойства.

1.5.2.1. Физико-химические условия получения эмульсий.

1.5.2.2. Коллоидно-химические критерии выбора ПАВ для стабилизации эмульсий.

1.5.2.3. Основы действия ПАВ, используемых для получения, стабилизации и регулирования свойств эмульсий.

1.5.3. Физико - химические основы действия ПАВ при создании эмульсий.

1.5.4. Обращение фаз в эмульсиях.

1.5.5. Влияние на распад эмульсии природы и гранулометрического состава материала.

1.5.5.1. Химический механизм распада эмульсии.

1.5.5.2. Электростатический механизм распада эмульсии.

1.6. БЭ для ограничения водопритока в скважинах.

1.6.1. Особенности состава, приготовления и применения БЭ.

1.6.1.1. Классификация БЭ.

1.6.1.2. Механизм образования и особенности приготовления БЭ.

1.6.1.3. Промышленное получение БЭ.

1.6.1.4. Применение БЭ.

ГЛАВА II. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Объекты исследования.

2.2. Методы получения БЭ.

2.2.1 Методика получения БЭ с помощью электромеханической мешалки.

2.2.2. Методика получения БЭ с помощью лабораторной коллоидной мельницы.

2.3. Методики исследования БЭ.

2.3.1. Определение сцепления БЭ с поверхностью металла.

2.3.2 Определение сцепления БЭ с поверхностью карбонатной породы.

2.3.3. Определение сцепления БЭ с поверхностью кварцевой породы.

2.3.4. Определение устойчивости БЭ при перемешивании с минеральными материалами.

2.3.5. Определение условной вязкости БЭ.

2.3.6. Анализ дисперсности БЭ под микроскопом.

ГЛАВА III. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ПОЛУЧЕНИЯ И

ФИЗИКО - ХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ БЭ.

3.1 .Определение устойчивости БЭ, полученных с помощью электромеханической мешалки.

3.3. Результаты исследований БЭ, полученных с помощью лабораторной коллоидной мельницы.

3.3.1. Определение условной вязкости БЭ.

3.3.2.Определение классификации полученных БЭ при перемешивании с минеральными материалами.

3.3.3. Исследование сцепления БЭ с поверхностью разных материалов.

3.3.4. Результаты исследования БЭ под микроскопом.

ГЛАВА IV. ОЦЕНКА СЕЛЕКТИВНОСТИ МОДИФРЩИРОВАННОЙ БЭ ФИЛЬТРАЦИОННЫМ МЕТОДОМ.

4.1. Обоснование выбора методики проведения экспериментальных исследований процесса тампонирования коллектора.

4.2. Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям.

4.3.Оценка селективности модифицированной БЭ.

ГЛАВА V. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ С ПОВЫШЕННОЙ ПЛАСТОВОЙ ТЕМПЕРАТУРОЙ.

5.1. Общие положения.

5.2. Область применения.

5.3. Технические средства и материалы.

5.4. Технологическая схема обработки скважины.

5.5. Технология обработки добывающих нефтяных скважин.

5.6. Исследования, проводимые перед обработкой.

5.7.0ценка результатов обработок.

5.8. Требования безопасности и влияние на окружающую среду.

5.9. Возможные неисправности работы оборудования и способы их устранения.

Актуальность проблемы

Большинство разрабатываемых нефтяных месторождений характеризуется ростом обводненности продукции, что является признаком перехода месторождения на последнюю стадию разработки [1]. Обводненность добываемой продукции достигает 70-98 %, при годовом темпе роста обводненности - 3-7 %. Все это приводит к тому, что коэффициент нефтеизвлечения многих месторождений не превышает 30-40% [2].

В связи с этим, ограничение и изоляция притока вод в добывающих скважинах является одной из важнейших требующих решений задач. Часто изоляция водопритоков стимулирует повышение нефтеотдачи, за счет включения в разработку ранее незадействованных пластов и пропластков.

Работы по изоляции притока воды в скважину относят к ремонтно-изоляционным работам (РИР). Реагенты, применяемые при проведении таких работ, имеют различную химическую природу. К неорганическим материалам относятся цемент, гипс и др. К органическим реагентам относятся, в основном, полимеры, такие как полиакриламид (ПАА), гидролизованный полиакрилонитрил (ГИПАН), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), гидроксиэтилцеллюлоза (ГОЭЦ) и др [3].

При исследовании процесса фильтрации нефти через керновый материал была доказана возможность использования самой нефти в качестве селективного реагента для изоляции водопритока, за счет адсорбции на поверхности породы смолистоасфальтеновых веществ [4]. Однако при реализации метода было установлено, что нефть быстро выносится из пласта. Предлагались различные технологии применения отходов переработки нефти с большим содержанием смолистоасфальтеновых веществ (CAB), но в связи с тем, что такие материалы имеют высокую вязкость, их применение технологически сложно. В качестве одного из водоизолирующих материалов было предложено использовать битумную эмульсию (БЭ). БЭ — это дисперсные системы, состоящие из битума, воды и эмульгаторов, придающих БЭ устойчивость во времени. Использование БЭ, с целью изоляции водопритоков, имеет ряд преимуществ. При нанесении на поверхность породы эмульсия разрушается ' с выделением битума и адсорбцией его на поверхности, что придает различным материалам гидрофобные свойства, в т.ч. водонепроницаемость. Эмульсии легко наносятся на различные поверхности, проникая за счет невысокой вязкости в поры материалов, хорошо смешиваются с минеральными материалами и связывают их частицы. Все эти свойства БЭ и дают возможность применения их в РИР скважин [5,6].

Цель работы

Целью работы является разработка составов устойчивых БЭ на основе дорожных битумов марки БНД 60/90 с использованием доступных эмульгаторов, а также применение БЭ для селективной изоляции притока вод в добывающих скважинах.

Обоснование темы диссертации и постановка задач для исследования

Диссертация посвящена совершенствованию технологии селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах с закачкой состава стабильной битумной эмульсии в теригенных коллекторах нефтяных месторождений.

В связи с этим в работе были поставлены и решались следующие основные задачи:

- Анализ существующих методов водоизоляции нефтяных скважин.

- Разработка методики получения БЭ.

- Исследование ПАВ различной химической природы, позволившее оценить возможности их использования в качестве эмульгаторов при создании устойчивых БЭ.

- Исследование физико-химических свойств полученных БЭ.

- Выбор рецептуры оптимального состава БЭ на основе эмульгаторов российского производства.

- Исследование тампонирующей способности БЭ.

- Разработка технологии изоляции притока вод в добывающих скважинах с использованием полученной БЭ.

Методы решения поставленных задач

Задачи решались путем теоретических и лабораторных исследований.

Научная новизна

Установлены зависимости между химической природой используемых эмульгаторов и физико - химическими характеристиками полученных БЭ.

Показано, что возможность образования и стабильность БЭ зависят как от качества и количества эмульгатора, так и концентрации регуляторов pH среды (HCl, NaOH).

Разработан новый композиционный эмульгатор, представляющий собой смесь сложных эфиров аминов талового масла, формальдегида и ТЭА (Тамин -4) - ПАВ катионного типа (50%) и смесь оксиэтилированных. алкилфенолов Сю - С12 с их сульфоэтоксилатами в форме солей с триэтаноламином (Нефтенол ВВД) — смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ (50%).

Практическая ценность работы

- Разработан состав БЭ с композиционным эмульгатором, обладающий высокой агрегативной устойчивостью.

- Разработана методика приготовления БЭ, с помощью коллоидной мельницы.

- Фильтрационными исследованиями показана высокая тампонирующая способность полученного состава БЭ.

- Разработана технология применения в промысловых условиях полученного состава БЭ для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Апробация работы

Результаты исследований по теме диссертации были представлены на XIV международной научно-практической конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин» , г.Суздаль, 2010г.

Публикации

По диссертации опубликованы статьи и тезисы доклада:

1. Силин М.А., Федорова Л.А., Фам Х.К., и др. Разработка битумной эмульсии для применения в технологии селективной изоляции водопритоков// «эфиры целлюлозы и крахмала, другие химические реагенты и материалы в эффективных технологических жидкостях для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин», XIV международная научно - практическая конференция., г. Суздаль. - 2010. - С. 150-153.

2. Силин М.А., Рудь М.И., Фам Х.К., и др. Новый эмульгатор для получения битумных эмульсий, применяемых в технологии селективной изоляции водопритоков//Нефтепромысловое дело. -№ 9. -2010. -С. 20-22.

3.Силин М.А., Рудь М.И., Фам Х.К., и др. Разработка битумной эмульсии для применения в технологии селективной изоляции водопритоков// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-№ 11.-2010.-С. 11-13.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина на кафедре технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности.

Автор выражает глубокую благодарность преподавателям кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности -профессору, д.х.н. Силину Михаилу Александровичу, заведующему кафедрой технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, научному руководителю; д.т.н. Магадовой Любови Абдулаевне, профессору кафедры; д.т.н. Лыкову Олегу Петровичу, профессору кафедры за большую помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией.

Автор выражает искреннюю благодарность руководству и сотрудникам ИПХ при РГУ нефти и газа за организацию испытаний и участие в обсуждении результатов работ.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Проведены сравнительные исследования ПАВ различной химической природы, позволившие оценить возможность их использования в качестве эмульгаторов при создании БЭ для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах.

2. Изучена агрегативная устойчивость БЭ полученных с помощью электромеханической мешалки и коллоидной мельницы. Установлено, что с помощью коллоидной мельницы, возможно получить БЭ с высокой коллоиной стабильностью.

3. Проведено сравнительное исследование эмульгирующего действия и стабильности полученных БЭ для ряда эмульгаторов зарубежного и российского производства для которых оценены эксплуатационные характеристики: условная вязкость, дисперсность, сцепление с поверхностями металла, карбонатной и кварцевой породой, устойчивость* при перемешивании с минеральными материалами.

4. Установлены зависимости между химической природой используемых, эмульгаторов и физико - химическими характеристиками полученных БЭ.

5. Установлено, что эмульгирующая способность и стабильность БЭ зависят как от качества и количества эмульгатора, так и концентрации регуляторов pH среды (HCl, NaOH).

6. Для получения стабильных БЭ исследованы композиции эмульгаторов различной химической природы — катионоактивного и смесь неионогенного и анионоактивного при соотношениях в составе (% масс.) от 30 : 70 до 70 : 30. Получен новый композиционный эмульгатор, представляющий собой смесь сложных эфиров аминов талового масла и формальдегида (Тамин -4) -ПАВ катионного типа (50% масс.) и смесь оксиэтилированных алкилфенолов Сю - С\2 с их сульфэтоксилатами в форме солей с триэтаноламином (Нефтенол ВВД) - смесь неионогенного и анионного ПАВ (50% масс.).

7. Получены закономерности изменения условной вязкости БЭ в зависимости от концентрации эмульгаторов. Установлено, что в присутствии композиционного эмульгатора при соотношении компонентов 1:1 условная вязкость БЭ возрастает в 1,5 раза при росте концентрации эмульгатора с 2 до 5% масс.

8. Фильтрационными исследованиями на установке высокого давления и температуры НР-СРБ показана высокая тампонирующая способность БЭ, приготовленной на основе предложенного композиционного эмульгатора. Доказан селективный механизм воздействия полученной эмульсии на обводненный нефтяной терригенный пласт.

9. Предложена технология селективной изоляции водопритоков добывающих скважин в терригенном коллекторе с пластовой температурой до 85°С с использованием разработанного состава БЭ.

1. Федин J1.. Повышение нефтеотдачи на основе воздействия на межскважинное пространство пластов энергией взрыва // НефтьГазПромышленность. - №1. - 2007. - С. 29.

2. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М. М., Телин А. Г. и др. Разработка нефтяных месторождений. Т.1: Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. -М.: ВНИИОЭНГ. 1994. - 239 с.

3. Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Лядов Б.С. и др. Об эффективности ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах // Нефтепромысловое дело. №11. - 2003 - С. 48-50.

4. Хасаншин Р.Н. Разработка технологии изоляции попутно добываемых вод в скважинах // дисс.канд. техн. наук. Уфа: Уфимский государственный технический университет. - 2005. - 120 с.

5. Ибрагимов JI. X., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти. -М.: Наука, 2000. 413 с.

6. Елисеев Д. Ю. Технология тампонирования для высокотемпературных пластов//Дисс.канд. техн.наук. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 130 с.

7. Быков Н. Е., Фурсов А. Я., М.И. Максимов и др. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981.

8. Сургучев M.JT. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1985. - 305 с.

9. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: Недра, 2000.10 . Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 653с

10. Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 232с

11. Блажевич В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М: Недра, 1981. - 167с

12. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. -М: ООО «Недра-Бизнесцентр». 1999. - 285с

13. Аметов И.М., Хавкин А.Я., Бученков JI.H., и др. Повышение нефтеотдачи новые возможности // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 1. - С. 30-32.

14. Мищенко И. Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, 1996, -190 с.

15. Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005 г. Материалы конференции. г. Ноябрьск, 1-4 декабря 1997 г. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998, - 412 с.

16. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970. -128 с.

17. Газизов А. Ш., Газизов А. А., Смирнов С. Р. Рациональное использование энергии пластовых и закачиваемых вод // Нефтяное хозяйство, 2000. № 6. - С. 44 - 49.

18. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ Под ред. И.П. Чоловского. М.: Недра, 1989.

19. Рябоконь С.А., Усов С.В.,Шумилов В.А., Вагнер Г.Р. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах\\Нефтяное хозяйство. -1989. -№4.-С.47-53.

20. Обобщение современного состояния ремонтно- изоляционных работ обводняющихся скважин (российский и зарубежный опыт).-М.: ИРЦ Газпром,1998.

21. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти / -М: Недра, 1991. 347с

22. Балакин В.В., Власов С.А., Фомин A.B. Моделирование полимерного заводнения слоисто-неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 1.-С. 47-48.

23. Мамедов Ю.Г. Мировой опыт изучения и внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов // РХЖ. 1995. -№5.-С. 13-16.

24. Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1997, -267 с

25. Дерябин В.В. и др. Биополимеры для нефтяной промышленности. -М. :ЦНИИОЭНГ, 1990.

26. Каушанский Д.А. Новые биотехнологические и физико-химические технологии воздействия на нефтяные пласты // Нефтяное хозяйство. -1997. -№11.-С. 47-51.

27. Патент РФ № 2062788. Способ непрерывного получения экзополиса-харидов.

28. Патент РФ № 2073712. Штамм бактерий продуцент экзоиолисахарида.

29. Патент РФ № 2125648. Способ повышения нефтеотдачи нефтяной скважины.

30. Патент РФ № 2128284. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений.

31. A.C. СССР № 1661379. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений.

32. A.C. СССР № 1566820. Способ разработки нефтяных залежей.

33. Газизов А.Ш. и др. Использование полимер дисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Шестой Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов. Ставангер, 1991. Т 2.

34. Газизов А.Ш., Боровиков Г.Г. Влияние полимердисперсных систем на выработку продуктивных пластов /Нефтяное хозяйство. 1991. - № 4. -С. 21-24.

35. Ибрагимов Г.З, Хисамутдинов A.A. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983, - 312 с

36. Зай-нетдинов Т.И., Телин А.Г, Шишлов JI.M. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки. / Нефтяное хозяйство. -1996. -№ 2. С. 29-31.

37. Патент РФ № 2039225. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта.

38. Патент РФ № 2061855. Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти.

39. Патент РФ № 2135756. Способ разработки неоднородных пластов.

40. Газизов А.Ш., Галактионова JI.A., Марданов А.Ф., Газизов A.A. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов. //Нефтепромысловое дело. 1995. - № 2-3. - С. 29-34.

41. Усов C.B., Гень О.П., Рябоконь С.А. и др.Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих1 — Zскважинах гелеобразующими составами. //Нефтяное хозяйство. 1991.-№7.-С. 42-43.

42. Курочкин Б.М., Хисамов P.C. Технология проведения изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера // Нефтяное хозяйство, -2003. -№ 1.-С. 48-53.

43. Патент РФ № 2072422. Способ заводнения нефтяного пласта.

44. Баранов Ю.В. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды. //Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 24-28.

45. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 2-3. - С. 38-41.

46. Баранов Ю.В., Маликов М.А., Нигматуллин И.Г., Чугунов C.B. О некоторых аспектах повышения эффективности водоизоляционных работ. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 11. - С. 34-35.

47. Патент РФ № 2062867. Закачка волокнисто-дисперсных систем.

48. Патент РФ № 2139412. Состав для добычи нефти.

49. Патент РФ № 2139420. Состав для добычи нефти.

50. Бандеков А.У. и др. Применение тампонирующих составов на основе полиуретанов для изоляционных работ на скважинах. ОИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 21.

51. Клещенко И.И. Геолого-промысловые основы методологии и технологий ограничения водогазопритоков при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин Западной Сибири // Диссерт. на соискание ученой степени доктора геол.-мин. наук Тюмень, 1999.

52. Скородиевская JI.A., Хосроев Д.В., Строганов A.M., и др. Ограничение притока вод составами АКОР // Нефтяное хозяйство. 1992. -№ 4. - С. 32-34.

53. Отчет о НИР «Материал на основе кремнийорганических соединений для выполнения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с температурой до 300°С», ВНИИКрнефть, Краснодар, 1987.

54. Отчет о НИР «Разработка тампонажных кремнийорганических компаундов для водоизоляции и крепления газовых скважин», КубГУ, Краснодар, 1987,-с

55. Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н., Ка-дыров P.P., и др. Результаты использования эфиров оргокремнисвых кислот при ограничении водопритока в скважины. //Нефтяное хозяйство. -2000. -№ 12. -С. 84-86.

56. Минаков И.И. Промысловые испытания гидрофобизирующих композиций на Самотлорском месторождении //Нефтяное хозяйство. № 6. -С.17-19.

57. Грайфер В.И., Смирнов A.B., Иванов В.В., Котельников В.А. Новые технологии АО «РИТЕК» повышают эффективность нефтедобывающего комплекса. //Нефтепромысловое дело. 1998. - № 9-10. - С. 7-10.

58. Гусев C.B. и др. Кремнийорганические соединения фирмы WackerChemie Gmbh для повышения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство. -1995.-№3.-С. 65-68.

59. Горбунов А.Т, Бученков Л.Н. Щелочное заводнение М.: Недра, 1989, - 160 с

60. Девятое В.В., Алмаев Р.Х., Пастук П.И., Санкин В.М. Применение во-доизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Ша-имского района. М.: ВНИИОЭНГ, 1995, - 100 с

61. Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2003.-163 с.

62. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У. и др. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 59 с.

63. Патент RU 2230900. Битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ его применения. / Рудь М.И., Силин М.А., Магадова JI.A. и др. -2004.

64. Абрамзон A.A. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. Л.: Химия, 1981,- 304с78 68.Фролов И.Н. Коллоидная химия. М.: Недра,-С. 346-349, С. 374-378.

65. Орлов Г.А, М.Ш. Кендис, Глущенко В.Н., Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. — М.: Недра, 1991,- 224с

66. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Давыдова А.И. и др. Исследование составов обратной эмульсии, обеспечивающей обработку по и забой ной зоны пласта а процессе глушения и текущего ремонта скважин. Нефтяное хоз-во.- 1985.- № 9,- С. 5154.

67. Тезисы докладов VI всесоюзной конференции по поверхностно- активным веществам и сырью для их производства Волгодонск, 1984, -С. 355-357.

68. Ибрагимов Г.З, Сорокин В. А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. — М,: Недра, 1986, С 227228.

69. Глущенко В.Н., Орлов Г.А. Королев И.П. Глушение скважин обратными эмульсиями. Нефт. И газ пром-сть., 1985,-№4,- С. 33-36.

70. Стасюк М.Е., Зарипов С.З., Казьмии A.B. и др. Влияние буровых растворов на проницаемость трещиноватых пород,- М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1985.

71. Абрамзон A.A. ПАВ: синтез, свойства, анализ, применение. -М.: Химия, 1988,- 190с

72. Джейкок М., Парфит Дж. Химия поверхностей раздела фаз: Пер. с англ.—М: Мир, 1984.-269с.

73. Пасынский А.Г. Коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1995, 232с

74. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. JL: Химия, 1994.

75. Мицеллобразование, солюбилизация и микроэмульсии. Под ред. К. Мителла. М. Мир, 1980, 597с.

76. Худякова Т.О., РозентальД.А., Машкова И.А. и др. Влияние минерального материала на адгезионную прочность битумомоминеральных смесей. //Химия и технология топлива и маел. 1990. № 12. -28-290 с.

77. Хайрудинов И.Р., Мингараев С.С, Хамитов Г.Г., и др. Сернистые нефти и продукты их переработки // Сб. науч.тр. ИП НХП АНРБ / Уфа, Баштехинформ, 1994. -Вып.32,-С.10-14.

78. Фрязинов В.В., Печёный Б.Г., Махов А.Ф., и др. Вопросы производства и качества нефтяных битумов // Сб. науч. тр. Баш НИИНП / Уфа, Башкнигоиздат. 1976. - Вып. 15, -С.61-67.

79. Карпеко Ф. В., Гуреев А. А. Битумные эмульсии. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998. 192 с.

80. Патент RU 2167181. Состав для проведения ремонтных и изоляционных работ в скважине / Токунов В.И., Саушин А.З., Рылов Е.Н и др.-2001.

81. Никольский Ю.Е. Дорожная Техника-2001. Каталог-справочник.

82. Неппер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами. -М.: Мир, 1986.-488 с.

83. Официальный сайт ООО «ДОРСНАБ».

84. Будник В.А., Евдокимова Н.Г., Жирнов Б.С. Механический способ эмульгирования битума в воде. Установка. Методика. Результаты апробирования. Нефтегазовое дело, 2006.

85. Сахраи Эгбаль. Разработка составов и сравнительная оценка тампонирующих свойств обратных эмульсий для повышения нефтеотдачи //Дисс.канд. техн.наук. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. -140 с.