Вязкоэластичную огелившуюся нефть, например желатинизированное дизельное топливо или парафиновое масло, получают в присутствии гелеобразователя, например сложного эфира фосфорной кислоты, карбоксилата металла, например карбоксилата алюминия и поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, например цвиттерионного поверхностно-активного вещества, например эруциламидопропилбетаина. Поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, придает гелю вязкоэластичность, повышает его стабильность и уменьшает чувствительность к концентрациям гелеобразователя и карбоксилата металла. Усиленные вязкоэластичные огелившиеся нефти используют например, для гидроразрыва, гидроразрыва с применением пропанта, гравийной набивки, отвода, борьбы с потерями жидкости, борьбы с поглощениями бурового раствора, для борьбы с поступлением песка, очистки скважин, вытеснения нефти из скважин и трубопроводов, растворения органических отложений, удаления органических отложений и бурения.

 

(57) Реферат / Формула:
огелившуюся нефть, например желатинизированное дизельное топливо или парафиновое масло, получают в присутствии гелеобразователя, например сложного эфира фосфорной кислоты, карбоксилата металла, например карбоксилата алюминия и поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, например цвиттерионного поверхностно-активного вещества, например эруциламидопропилбетаина. Поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, придает гелю вязкоэластичность, повышает его стабильность и уменьшает чувствительность к концентрациям гелеобразователя и карбоксилата металла. Усиленные вязкоэластичные огелившиеся нефти используют например, для гидроразрыва, гидроразрыва с применением пропанта, гравийной набивки, отвода, борьбы с потерями жидкости, борьбы с поглощениями бурового раствора, для борьбы с поступлением песка, очистки скважин, вытеснения нефти из скважин и трубопроводов, растворения органических отложений, удаления органических отложений и бурения.

 

---

2420-139988ЕА/051 ОГОЛИВШАЯСЯ НЕФТЬ С ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМ ВЕЩЕСТВОМ
Область техники, к которой относится изобретение Изобретение относится к огелившейся нефти, используемой в обработке чувствительных к воде подземных пластов. Более конкретно, оно относится к огелившейся нефти, используемой для гидроразрыва, борьбы с поступлением песка, гидроразрыва с применением пропанта, очистки труб, отвода, очистки гибких трубопроводов и другим видам обслуживания скважин на нефтяных месторождениях. Наиболее конкретно, изобретение относится к способу улучшения свойств огелившейся нефти добавлением поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование.
Уровень техники Жидкости для обработки пластов на водной основе могут нанести ущерб некоторым пластам по нескольким причинам, включающим набухание глины, прекращение поступления эмульсии/воды, изменения влажности и относительной проницаемости. Считают, что жидкости на углеводородной основе в меньшей степени повреждают углеводородсодержащие пласты, чем жидкости на водной основе. Из-за некоторых ограничений в работе (отсутствие термостабильности, высокая стоимость, зависимость гелеобразования от источника и свойств углеводородной основы) такие жидкости не часто становятся предметом первоначального выбора. Однако их используют в пластах, которые чрезвычайно чувствительны к воде.
В 60-х годах для увеличения вязкости жидкостей на углеводородной основе использовали алюминиевые соли карбоновых кислот (например, октоат алюминия) [Burnham, J. W. , Harris, L. E. и McDaniel, B. W. : "Developments in Hydrocarbon Fluids for High-Temperature Fracturing," paper SPE 7564, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA (October 1-3, 1978); также в Journal of Petroleum Technology (February, 1980) 32, No.2, 217-220]. Это улучшает термостабильность и удерживающую способность жидкостей, и упомянутая технология была рекомендована для применения при гидроразрыве. В 70-х годах соли - карбоксилаты алюминия
заменили солями алюминия и сложных эфиров фосфорной кислоты. Это способствовало увеличению температурного интервала, в котором можно использовать указанную жидкость на углеводородной основе, а также увеличило несущую способность жидкости для разрыва пласта. В настоящее время смеси сложных эфиров фосфорной кислоты и соединений алюминия остаются предпочтительным способом гелеобразования углеводородов для разрыва пласта. Оба способа загущения нефти опираются на "ассоциативный" механизм [Baker, Н. R., Bolster, R. N. , Leach, Р. В. и Little, R. С. : "Association Colloids in Nonaqueous Fluids," Ind. Eng. Chem., Prod. Res. Develop. (1970) 9, No. 4, 541-54.]. Полагают, что взаимодействие молекул комплексов алюминия и сложных эфиров фосфорной кислоты в этих жидкостях, известных в предшествующем уровне техники, приводит к образованию длинной полимерной цепи, как показано на фигуре 1А [Burnham et al., 1980).
Группы R, показанные на фигуре 1А, представляют собой углеводородные цепи и растворимы в нефти, которая должна быть загущена. Указанные растворимые группы R удерживают в растворе полимер из сложных эфиров фосфорной кислоты и алюминия. Обычно группы R представляют собой углеводородные цепи, содержащие до 18 атомов углерода [Crawford, D. L., Earl, R. В. and Monroe, R. F. : "Friction Reducing and Gelling Agent for Organic Liquids," U.S. Pat. No. 3,757,864 (September 11, 1973)]. Группы R обладают высоким сродством к таким нефтепродуктам, как керосин и дизельное топливо, цепи которых содержат 12-18 атомов углерода (и несколько больше). Сырая нефть состоит из большого числа различных органических соединений и может содержать парафины и асфальтены. Некоторые высокомолекулярные соединения, особенно парафины и асфальтены, несовместимы с гелеобразующей системой из сложных эфиров фосфорной кислоты и алюминия. Многие типы сырой нефти могут быть отелившимися, но очень рекомендуется испытать их перед использованием в условиях эксплуатации.
Группы R можно представить как образующие совместимый с нефтью щит вокруг полярного "ядра" алюминиевых ионов [McKenzie,
L. F. and Hughes, B. J: "Hydrocarbon Gels of Alumino Alkyl Acid Orthophosphates," paper SPE 9007, presented at the 5th International Symposium on Oilfield and Geothermal Chemistry, Stanford, California, USA (May 28-30, 1980)]. Полярные частицы (например, вода, кислоты, основания или соли) включены в полярное ядро и влияют на ассоциацию ионов алюминия и фосфатных сложноэфирных групп. Указанные вещества могут сделать структуру геля более жесткой или могут разрушить структуру геля.
Вязкость стандартного геля сложных эфиров фосфорной кислоты и алюминия регулируют изменением количеств соединения алюминия и сложного эфира фосфорной кислоты. Для улучшения высокотемпературных характеристик вязкость геля можно увеличить за счет увеличения количества полимера; однако это приводит к очень высокой вязкости на поверхности, что затрудняет извлечение жидкости из резервуаров насосами. Один из применяемых подходов состоит в том, чтобы добавлять часть гелеобразующих веществ "на ходу" (в процессе работы) так, что высокой вязкости не добиваются до тех пор, пока жидкость не достигнет разрыва [Harris, L. Е., Holtmyer, М. D. and Pauls, R. W. : "Method for Fracturing Subterranean Formations," U.S. Pat. No. 4 , 622,155 (November 11, 1986); Cramer, D. D. , Dawson, J and Ouabdesselam, M. : "An Improved Gelled Oil System for High-Temperature Fracturing Applications," paper SPE 21859, presented at the Rocky Mountain Regional Meeting and Low Permeability Reservoirs Symposium, Denver, Colorado, USA.]. Добавление в процессе закачки означает, что вещества добавляют к жидкости во время закачивания жидкости в скважину. Еще один подход заключается в том, чтобы максимизировать термостабильность тщательным регулированием состава раствора с обеспечением оптимальных условий для соединения частиц алюминия и сложного эфира фосфорной кислоты [Gross, J М: "Gelling Organic Liquids," U.S. Pat. No. 5,190,675 (Mar. 2, 1993)].
Обычно после смешивания химикатов для превращения упомянутых систем в гель требуется много времени. Недавние разработки в химии огелившейся нефти сделали возможным создание смеси для непрерывного добавления (все вещества добавляют "на
ходу") огелившейся нефти. Изменением источника алюминия соотношение алюминий/эфир фосфорной кислоты в геле и/или смеси со сложным эфиром фосфорной кислоты [(Daccord, G., Lamanczyk, R. and Vercaemer, С: "Method for Obtaining Gelled Hydrocarbon Compositions According to Said Method and Their Application the Hydraulic Fracturing of Underground Formations," U.S. Pat. No. 4,507,213 (Mar. 26, 1985); McCabe, M. A., Terracina, J. M. and Kunzl, R. A. : "Continuously Gelled Diesel Systems for Fracturing Applications," paper CIM/SPE 90-93, представленная на Petroleum Society of CIM/SPE International Technical Meeting, Calgary, Alberta, Canada (Jun. 10-13, 1990).; Huddleston, D A.: "Liquid Aluminum Phosphate Salt Gelling Agent," U.S. Pat. No. 5,110,485 (May 5, 1992)] можно получать быстро загустевающую гелевую композицию. Используя такой состав, источник алюминия и сложный эфир фосфорной кислоты можно добавлять к углеводороду по мере того, как его закачивают в скважину. Гель образуется на пути к перфорационным отверстиям. Затраты на предварительное смешивание геля исключаются, так же как и проблема удаления неиспользованного геля, если она существует.
В настоящее время системы огелившейся нефти используют, прежде всего, для гидроразрыва и борьбы с поступлением песка. Они также используются для очистки гибких трубопроводов (СТ), особенно в пластах, чувствительных к воде. Из-за низкой пескоудерживающей способности обычно применяемых отелившихся нефтей при закачивании с высокой скоростью часто рекомендуется вспенивать жидкость. Однако отелившиеся нефти трудно вспенивать, и часто для этого необходимы фторсодержащие поверхностно-активные вещества, которые не являются безопасными для окружающей среды. Кроме того, потери на трение в случае использования обычно применяемой огелившейся нефти обычно выше, чем потери при использовании жидкостей на водной основе, особенно при наличии турбулентности. Некоторые из обычно применяемых видов огелившейся нефти могут прилипать к стенкам труб. Кроме того, свойства обычно применяемых видов огелившейся нефти зависят от выбора углеводородной основы, от количеств
комплекса алюминия и сложного эфира фосфорной кислоты.
Существует потребность в огелившейся нефти, которая обладает повышенной вязкостью и способностью к образованию суспензии твердых веществ, пониженной чувствительностью к концентрации компонентов и свойствам углеводородной основы, и которая легко пенится.
Сущность изобретения
Один вариант осуществления изобретения представляет собой желатинизированную жидкость, содержащую неводную углеводородную основу, гелеобразователь, активатор и поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в количестве, достаточном для увеличения вязкости жидкости.
Желатинизированная жидкость может быть вязкоэластичной. Неводная углеводородная основа может быть, например, дизельным топливом, минеральным маслом, сырой нефтью, конденсатом, простым эфиром, парафиновым маслом, фракциями нефти, ксилолом, толуолом, керосином и их смесями. Углеводородная основа также может быть особым нетоксичным и/или экологически безопасным веществом, например, биодизельным топливом или лимоненом. Гелеобразователем может быть, например, органический карбоксилат или органический фосфат, например, сложный эфир фосфорной кислоты. Активатором может быть, например, сульфат металла и карбоксилат металла, например, карбоксилат алюминия
В еще одном варианте осуществления изобретения поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, может включать, например, четвертичный амин формулы: RCONH- (СН2) а (СН2СН2О) т {СН2) b-N+ {СН3) 2- (СН2) а' (СН2СН20) т' (СН2) ь' С00",
где R обозначает алкильную группу, которая содержит от 17 до 23 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной; каждый из а, Ь, а' и Ь' обозначает числа от 0 до 10 и m и т' обозначают, каждый, числа от 0 до 13; а и b обозначают, каждый, 1 или 2, если m не равно 0, и (а + Ь) равно числам от 2 до 10, если m равно 0; каждый из а'и Ь' равен 1 или 2, когда т' не равно 0, и (а'+ Ь') равно числам от 1 до 5, если т' равно 0; (т + т') равно числам от 0 до 14; и СН2СН20 может также представлять собой ОСН2СН2.
Примером является N,N-бис(2-гидроксиметил)-N-метиламмонийхлорид М-цис-13-докозеновой кислоты; дополнительным примером является бетаин, далее в качестве примеров можно привести эруциламидопропилбетаин, олеиламидопропилбетаин или их смеси.
В еще одном варианте осуществления изобретения поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, может быть катионогенным, например, включающим хлорид (Z)-13-докозенил-М-Ы-бис(2-гидроксиэтил)метиламмония.
В еще одном варианте осуществления изобретения желатинизированная жидкость может содержать спирт, например, метанол, кислоту, например, эмульгированную кислоту, и/или деэмульгатор, например, ацетат натрия, карбонат натрия или бикарбонат натрия.
Еще один вариант осуществления изобретения представляет собой способ обработки месторождения нефти, включающий закачивание в скважину желатинизированной жидкости, содержащей неводную углеводородную основу, гелеобразователь, активатор и поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в количестве, достаточном для увеличения вязкости жидкости. В термин "закачивание", который обычно подразумевает, что жидкость вводят в пласт, авторы изобретения включают и "spotting", который обычно подразумевает, что жидкость остается в скважине (в этот термин авторы изобретения также включают трубопроводы) и может или не может входить в пласт. Говоря о том, что поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, увеличивает вязкость жидкости, авторы изобретения имеют в виду, что оно увеличивает вязкость жидкости при той скорости сдвига, при которой ее используют. Обработка месторождения нефти представляет собой, например, гидроразрыв, гидроразрыв с применением пропанта, гравийную набивку, отвод, борьбу с потерями жидкости, борьбу с поглощениями бурового раствора, борьбу с поступлением песка, очистку скважин, соскребание геля, вытеснение нефти из скважин и трубопроводов, растворение органических отложений, удаление органических отложений или бурение. В качестве дополнительного примера, способ представляет собой способ очистки скважины, включающий
закачивание желатинизированной жидкости, содержащей неводную углеводородную основу, гелеобразователь, активатор и поверхностно-активное вещество в количестве, достаточном для увеличения вязкости жидкости, в ствол скважины через гибкие или бурильные трубы.
Краткое описание чертежей
На фигуре 1А показана структура обычных типов огелившейся фосфатами нефти.
На фигуре 1В схематично показан механизм, по которому поверхностно-активные вещества, усиливающие гелеобразование, могут повышать вязкость огелившейся нефти.
На фигуре 2 показано сравнение вязкости жидкости по изобретению с вязкостью обычной огелившейся нефти в виде функции температуры при скорости сдвига 40 сек-1.
На фигуре 3 показано сравнение вязкости жидкости по изобретению с вязкостью обычной огелившейся нефти в виде функции температуры при скорости сдвига 170 сек-1.
На фигуре 4 показано сравнение вязкости жидкости по изобретению с вязкостью обычной огелившейся нефти в виде функции температуры при скорости сдвига 511 сек-1.
На фигуре 5 показано влияние скорости сдвига на вязкость жидкости на основе огелившейся нефти, относящейся к известному уровню техники, при различных температурах.
На фигуре б показано влияние скорости сдвига на вязкость жидкости на основе огелившейся нефти, относящейся к известному уровню техники, при различных температурах.
На фигуре 7 показано влияние скорости сдвига на вязкость жидкости на основе огелившейся нефти, относящейся к известному уровню техники, при различных температурах.
На фигуре 8 показано влияние скорости сдвига на вязкость типичной жидкости на основе огелившейся нефти по изобретению при различных температурах.
На фигуре 9 показано влияние скорости сдвига на вязкость типичной жидкости на основе огелившейся нефти по изобретению при различных температурах.
На фигуре 10 показано влияние скорости сдвига на вязкость
типичной жидкости на основе огелившейся нефти по изобретению при различных температурах.
На фигуре 11 показано влияние скорости сдвига на вязкость жидкости на основе огелившейся нефти, относящейся к известному уровню техники, при различных температурах.
На фигуре 12 показано влияние скорости сдвига на вязкость типичной жидкости на основе огелившейся нефти по изобретению, содержащей метанол, при различных температурах.
На фигуре 13 показано влияние скорости сдвига на вязкость типичной жидкости на основе огелившейся нефти по изобретению, содержащей метанол, при различных температурах.
На фигуре 14 показано влияние скорости сдвига на вязкость типичной жидкости на основе огелившейся нефти по изобретению, содержащей метанол, при различных температурах.
На фигуре 15 показана вязкость при комнатной температуре огелившейся нефти по изобретению, содержащей различные количества подходящего поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование.
На фигуре 16 показана вязкость при комнатной температуре огелившейся нефти по изобретению в виде функции температуры.
На фигуре 17 показана вязкость при комнатной температуре огелившейся нефти по изобретению в виде функции температуры.
На фигуре 18 показана вязкость при комнатной температуре огелившейся нефти по изобретению в виде функции температуры
На фигуре 19 показано уменьшение вязкости при комнатной температуре огелившейся нефти по изобретению в виде функции времени при 71°С.
На фигуре 20 показано влияние ЫагСОз на вязкость огелившейся нефти по изобретению в виде функции времени при 71°С.
На фигуре 21 показана вязкость огелившейся нефти по изобретению в виде функции температуры.
На фигуре 22 показаны времена оседания единичной частицы в виде функции концентрации поверхностно-активного вещества в огелившейся нефти по изобретению при комнатной температуре.
Подробное описание изобретения
Вариантами осуществления изобретения являются
желатинизированные жидкости на неводной основе (обычно называемые "огелившиеся нефти"), содержащие поверхностно-активные вещества, усиливающие гелеобразование, для улучшения свойств и типов применения указанных жидкостей. Основой жидкостей являются углеводороды, в основном или полностью. Предпочтительной основой жидкостей является дизельное топливо, которое обычно представляет собой смесь ароматических и алифатических (насыщенных и ненасыщенных) углеводородов и которое может содержать следовые количества соединений, содержащих кислород, серу и азот. Другие подходящие углеводородные основы включают, например, керосин, парафиновое масло, простой эфир, сырую нефть, конденсат, толуол, ксилол, минеральное масло, биодизельное топливо, лимонен и их смеси. Подходящие гелеобразователи рассматривались выше, подходящие поверхностно-активные вещества, усиливающие гелеобразование, будут подробно описаны ниже. Обычные типы огелившейся нефти здесь называют GO жидкостными системами; огелившуюся нефть, содержащую поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, называют V-GO жидкостной системой.
Наличие даже небольших количеств поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование, увеличивает вязкость огелившейся нефти по меньшей мере в несколько раз. Эффект более явно выражен при низких значениях вязкости. В условиях высокой скорости сдвига (например, при скорости около 1000 сек-1) , системы V-GO и GO могут иногда демонстрировать близкие значения вязкости, но при более низких скоростях сдвига (например, при скорости сдвига меньше 200 сек-1) V-GO системы обычно имеют более высокую вязкость. Наличие даже небольших количеств поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование, также увеличивает способность к образованию суспензии твердых веществ системы огелившейся нефти, так как V-GO жидкостные системы являются вязкоэластичными, а не просто вязкими. Наличие поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование, делает системы огелившейся нефти менее чувствительными к (1)
концентрации добавок и (2) свойствам углеводородной основы. Благодаря эффективным характеристикам суспензии песка вспенивания не требуется для суспензии песка при разрыве или для применения в борьбе с поступлением песка, или для очистки гибких труб (СТ) Если вспенивание (в этот термин авторы изобретения включают подачу энергии) желательно, то поверхностно-активные вещества, усиливающие гелеобразование, способствуют вспениванию углеводородов или могут быть только необходимыми пенообразователями; добавки на основе фторуглеродов не требуются. Системы V-G0 могут использоваться отдельно в виде жидкости, в виде пены или при подаче энергии. Системы V-G0 можно использовать в несколько приемов с другими жидкостями для обработки. Так как системы V-G0 являются вязкими, то для них обычно не требуются дивертеры. Когда их вспенивают или подают энергию, потребность в дивертерах даже еще меньше. V-GO жидкие системы имеют множество приложений. Их используют в качестве основной жидкости для обработки при гидроразрыве и в обработках для борьбы с поступлением песка, при гравийной набивке и гидроразрыве с применением пропанта. Их используют в качестве дивертеров, например, при кислотном гидроразрыве, где их закачивают в несколько приемов, чередуя с кислотами или такими медленно действующими кислотами, как эмульгированные кислоты. Их используют для борьбы с потерями жидкостей, в качестве растворов для глушения скважин и для борьбы с поглощениями бурового раствора в присутствии или в отсутствие добавленных твердых веществ, включая волокна. Их используют в качестве основной жидкости в буровых растворах на углеводородной основе, и они совместимы с волокнами, СаСОз, баритом, гематитом и другими утяжелителями. Эти жидкости используют в широком температурном интервале, так как они обладают более высокой термостабильностью, чем обычные типы огелившейся нефти. Их используют для того, чтобы сделать устойчивыми взвеси твердых добавок для улучшения измерений и доставки. Хотя точные эксперименты не проводились, полагают, что системы жидкостей V-GO имеют более низкие гидравлические потери, чем системы жидкостей GO.
Поверхностно-активные вещества, усиливающие
гелеобразование, включают, например, вязкоэластичные
поверхностно-активные вещества, которые образуют червеобразные мицеллярные структуры при некоторых концентрациях в присутствии воды или соляного раствора, и сразу разрушаются при контакте с углеводородами или разбавлении большим количеством воды или соляного раствора. Запутанность мицеллярных структур приводит к вязкости и вязкоэластичности системы. Благодаря
вязкоэластичности эти вязкоэластичные системы поверхностно-активного вещества на водной основе обладают превосходной способностью к образованию суспензии твердых веществ. Следовательно, эти щадящие системы широко используются при гидроразрыве и в борьбе с поступлением песка. [Samuel, М., Card, R. J., Nelson, Е. В., Brown, J. Е., Vinod, P. S., Temple, H. L., Qu, Q. и Fu, D. K,: "Polymer-free Fluid for Fracturing," paper SPE 38622 presented at the 1997 SPE Annual Conference and Exhibition, San Antonio, TX, 5-8 October].
Углеводороды могут разрушать эти жидкости, превращая их в жидкости с вязкостью, близкой к вязкости воды; углеводороды иногда используют в качестве разжижителя вязкоэластичных систем поверхностно-активных веществ на водной основе. В настоящем изобретении, однако, вязкоэластичные поверхностно-активные вещества представляют собой типичные усиливающие гелеобразование поверхностно-активные вещества, применяемые для повышения вязкости и создания вязкоэластичности в углеводородных системах, которые подвергают огеливанию, генерируя вязкость фосфатами и содержащими алюминий добавками (или карбоксилатами и содержащими алюминий добавками). Не ограничиваясь только теорией, на фигуре 1В схематично показан механизм, согласно которому жидкие поверхностно-активные вещества, усиливающие гелеобразование, могут увеличивать вязкость огелившейся нефти.
Большие трубы на фигуре 1В изображают каркас из фосфата алюминия, образованный в обычной коммерческой огелившейся нефти. Длинная группа R на этой схеме (стрелка) взаимодействует с углеводородом и приводит к вязкости огелившейся нефти. Когда
добавляют поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, оно размещается вокруг каркаса фосфата алюминия и увеличивает его, причем полярная "голова" поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, примыкает к каркасу фосфата алюминия. Неполярная хвостовая группа поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, дополнительно усиливает взаимодействие с углеводородом основы.
Многие типы поверхностно-активных веществ применимы для настоящего изобретения. Хотя эксперименты проводились не со всеми типами поверхностно-активных веществ, считается, что все поверхностно-активные вещества, которые образуют
вязкоэластичные жидкости в водных системах, подходят для улучшения свойств огелившейся нефти. Найдено несколько типов цвиттерионных поверхностно-активных веществ, которые особенно полезны для улучшения систем с огелившейся нефтью. Вообще, подходящие цвиттерионные поверхностно-активные вещества имеют формулу
RCONH- (СН2) а (СН2СН2О) m (СН2) b-N+ (СН3) 2- (СН2) а' (СН2СН20) m' (СН2) ь' С00~, где R обозначает алкильную группу, которая содержит от 17 до 23 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной; каждый из а, Ь, а' и Ь' обозначает числа от 0 до 10 и m и т' обозначают, каждый, числа от 0 до 13; а и b обозначают, каждый, 1 или 2, если m не равно О, и (а + Ь) равно числам от 2 до 10, если m равно 0; каждый из а'и Ь' равен 1 или 2, когда т' не равно 0, и (а'+ Ь') равно числам от 1 до 5, если т' равно 0; (т + т' ) равно числам от 0 до 14; и СН2СНгО может также быть ОСН2СН2. Предпочтительными поверхностно-активными веществами, усиливающими
гелеобразование, являются бетаины.
Два примера особенно подходящих бетаинов называются соответственно ВЕТ-О-30 и ВЕТ-Е-40. Поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в ВЕТ-О-30 показано ниже; химическим названием является олеиламидопропилбетаин. Его обозначают ВЕТ-О-30, поскольку от поставщика (Rhodia, Inc. Cranbury, N.J., U.S.A.) его получают под названием Mirataine
ВЕТ-О-30, так как он содержит группу амида олеиновой кислоты (включая хвостовую группу алкена С17Н33) и содержит около 30% активного поверхностно-активного вещества; остаток представляет собой в основном воду, хлорид натрия и пропиленгликоль.
С17Нзз
Н нзЯ
Поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в ВЕТ-О-30 (когда п=3 и р=1) и в S-2.
Аналогичное вещество, ВЕТ-Е-40 также доступно от компании
Rhodia, оно содержит амидную группу эруковой кислоты (включая
С21Н41-алкеновую хвостовую группу) и на 40% представляет собой
активный ингредиент, причем остаток в основном представляет
собой воду, хлорид натрия и изопропанол. Поверхностно-активное
вещество в ВЕТ-Е-40 также показано ниже; химическим названием
является эруциламидопропилбетаин.
н н3с JX
С21Н
Поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в
ВЕТ-Е-40 (S-1) (когда п=3 и р=1)
Поверхностно-активные вещества BET, и другие, описаны в патенте США № 6258859; копия которого прилагается и образует часть настоящей патентной заявки. Согласно патенту США № 6258859 поверхностно-активные вещества BET образуют вязкоэластичные гели, когда в присутствии некоторых органических кислот, солей органических кислот или неорганических солей концентрация неорганических солей может составлять до примерно 30% (масс).
Еще одним подходящим поверхностно-активным веществом, усиливающим гелеобразование, является N,N-бис(2-гидроксиметил)-N-метиламмонийхлоприд Ы-цис-13-докозеновой кислоты (также
известный под названием М-эруцил-N,N-бис(2-гидроксиэтил)-N-метиламмонийхлорид). Эти и другие подходящие поверхностно-активные вещества, усиливающие гелеобразование, на основе аминов и четвертичных аминов описаны в патенте США № 5964295, копия которого прилагается и образует часть настоящей патентной заявки. Применимы также смеси поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование.
Некоторые совместные поверхностно-активные вещества могут быть полезны, конкретно, для поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование, ВЕТ-О-типа (как в S-2, описанном ниже). Примером, приведенным в патенте США № 6258859, является додецилбензолсульфонат натрия (SDBS). Хотя поверхностно-активные вещества, усиливающие гелеобразование, предпочтительно используют без этого типа совместного поверхностно-активного вещества в настоящем изобретении, они могут быть использованы с совместным поверхностно-активным веществом данного типа, например, веществами, которые имеют SDBS-подобную структуру, где боковая цепь содержит от около 6 до около 16 атомов углерода; предпочтительными примерами поверхностно-активных веществ такого типа являются вещества, у которых боковая цепь содержит от 8 до 16 атомов углерода. Другими подходящими примерами совместных поверхностно-активных веществ такого типа для ВЕТ-О-30 и аналогичных поверхностно-активных веществ являются некоторые хелатообразующие агенты, такие как триацетат тринатрийгидроксиэтилэтилендиамина.
Имеется много видов применения жидкостей V-GO; их используют везде, где существует потребность в стабильных, предпочтительно вязкоэластичных жидкостях на углеводородной основе (например, в промышленной очистке, в фармацевтической продукции и в сельском хозяйстве). Жидкости V-GO применяют так же, как вязкие жидкости на водной основе или обычные типы огелившейся нефти, за исключением того, что они имеют много преимуществ, которые позволяют при работе с ними использовать меньше оборудования или более простое оборудование, меньшую гидравлическую мощность, меньше добавок при меньшей вязкости, использовать другие изменения обычных операций, которые
очевидны квалифицированным специалистам, знающим свойства жидкостей V-GO. Ниже кратко обсуждаются основные виды применения на месторождениях нефти.
Гидравлический разрыв/Гидроразрыв с применением
пропанта/ЖидкосФи для борьбы с поступлением песка: Линейные и сшитые борат, цирконат, титанат, другие соединения металлов и смешанные с соединениями металлов сшитые полимерные жидкости обычно используют при гидроразрыве, гидроразрыве с применением пропанта и для борьбы с поступлением песка. Сшитые жидкости очень эффективны для транспортировки
песка/гравия/пропанта/волокна/бурового шлама/добавки, снижающей водоотдачу, и других твердых веществ, благодаря хорошим характеристикам суспензии твердых веществ. Однако имеются серьезные ограничения для использования обычных сшитых систем на водной основе. Они, как правило, имеют или высокий рН (борат и цирконат), или низкий рН (титанаты); они обычно требуют много добавок, включающих полимеры, сшиватели, агенты, регулирующие рН, буферы, высокотемпературные стабилизаторы, биоциды и другие; имеет место повреждение пласта, связанное с полимерами, которое приводит к низкой остаточной проницаемости. Системы на водной основе, подобные описанным выше, могут вызывать набухание глин, и поэтому необходимы стабилизаторы глины, а они не рекомендуются для очень чувствительных к воде пластов.
Из-за высокой чувствительности некоторых пластов к воде часто рекомендуется отелившаяся нефть. Кроме того простого факта, что она имеет углеводородную основу, отелившаяся нефть обладает следующими преимуществами по сравнению с водными сшитыми полимерами. В системах на основе огелившейся нефти используют меньше добавок по сравнению со сшитыми системами, здесь величина рН не имеет значения, и эти системы наносят меньший ущерб пласту, так как не содержат полимеров.
Однако используемые в настоящее время обычные типы огелившейся нефти имеют ряд недостатков и ограничений. Вязкость огелившейся нефти сильно зависит от характера углеводородной основы, возможного наличия загрязнений, концентрации и состава добавок, поэтому перед каждой обработкой требуется экстенсивное
обеспечение качества/контроль качества (QA/QC) для конкретных составов, которые планируется использовать. Концентрации добавок должны оптимизироваться каждый раз, когда используют огелившуюся нефть. Так как соединения алюминия, используемые в качестве одной из добавок, склонны выпадать в осадок, концентрация активного ингредиента при использовании в полевых условиях обычно становится ниже, чем планировалось; это еще одна причина необходимости тщательного QA/QC на месте и оптимизации системы с рабочими пробами. Вязкости обычных типов огелившейся нефти (по известному уровню техники) являются низкими, и незначительные изменения концентрации добавок могут вызвать мгновенное разрушение ("flash break") системы (т.е. очень быстро полностью разрушить ее) . Мгновенное разрушение может происходить при концентрациях, близких к оптимальным концентрациям для максимальной вязкости. Это является еще одной причиной необходимости тщательного QA/QC и оптимизации соотношения гелеобразующего агента и активатора. По всем этим причинам обычные GO системы не являются очень надежными и широко не применяются. Кроме того, способность обычных типов огелившейся нефти к образованию суспензии твердых веществ является низкой и, следовательно, обработки ограничиваются высокими скоростями потока (высокими скоростями закачивания) или низкими концентрациями песка/пропанта/гравия. Из-за низких характеристик суспензии твердых веществ часто необходимо пенообразование. Пены обычно неустойчивы в углеводородной среде и часто, когда требуется вспенивание углеводородов, необходимо использовать фторуглеродные поверхностно-активные вещества. Фторуглеродные соединения являются дорогими и небезопасными для окружающей среды, и их доступность очень ограничена во многих частях земного шара. Обычные типы огелившейся нефти имеют ограниченную стабильность, и обычно их можно использовать только до температуры около 107°С (225°F) . Когда принимаются меры предосторожности, чтобы устранить некоторые из других проблем, получаемые обычные типы огелившейся нефти могут иметь высокие концентрации добавок и, следовательно, нежелательно
высокую вязкость. Такие системы замешивают в отдельной емкости, и их трудно извлечь из смесителей.
С другой стороны, существует много преимуществ использования вязкоэластичных огелившихся нефтей (V-GO). Во-первых, они обладают всеми преимуществами обычных типов огелившейся нефти. Так, их можно применять при более высоких температурах (по меньшей мере до ~177°С (~350°F) ) . Они не содержат полимерных добавок и поэтому не образуют осадков на фильтрах или не оставляют полимер позади пропанта или гравийных фильтров. Используют только очень низкие концентрации поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование. Системы V-GO имеют высокую вязкость при низкой скорости сдвига, приводя к хорошим характеристикам суспензии песка, но их вязкость при высоких скоростях сдвига не очень велика, что делает более легким закачивание их через оборудование и трубы. Можно использовать высокие концентрации пропанта. Жидкости имеют низкие гидравлические потери. Хотя это рекомендуется, указанные жидкостные системы не требуют тщательного QA/QC в лаборатории или в полевых условиях, оптимизация или совсем не требуется, или нужна только незначительная оптимизация. Указанные составы результативны на многих таких углеводородных основах, как керосин, дизельное топливо, фракции нефти, жидкий парафин, сырая нефть и их смеси. Жидкости V-GO совместимы с добавками, понижающими водоотдачу, если они нужны; их можно использовать в несколько приемов с водными системами на основе полимеров или системами на основе кислот; они могут быть вспенены или к ним может быть подана энергия; они совместимы с N2 и С02 или смесями без дополнительных добавок. Механизм разрушения аналогичен механизму для обычных GO жидкостей, но мгновенное разрушение "flash break", наблюдаемое в GO системах, не наблюдалось в экспериментах, описанных ниже для систем V-GO. Жидкостные системы можно смешивать в отдельной емкости и закачивать в процессе работы "на ходу" (непрерывное смешивание). Непрерывное смешивание систем V-GO является очень простым в эксплуатации. Порядок добавления не имеет значения
для коротких периодов времени, и предварительной гидратации или термостатирования не требуется. Жидкостные системы можно также частично смешивать в отдельной емкости (обычные компоненты огелившейся нефти) и поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, затем можно добавить в процессе работы. Кристаллический диоксид кремния (кварцевая мука) или слюда с крахмалом или без крахмала делают отличными добавки, снижающие водоотдачу, при рекомендованной концентрации добавок от примерно 1,2 до примерно 3,6 г на литр (примерно 10-30 фунтов добавки на тысячу галлонов жидкости).
Жидкости для чистки гибких труб (СТ): Водные гели и пены линейных полимеров обычно применяют для очистки от песка. Сшитые жидкости используют не часто из-за их высокой вязкости, для лучшей очистки жидкость должна находиться в турбулентном потоке при закачивании, что сводится к высоким скоростям потока, при которых гидравлические потери очень вязких жидкостей будут избыточны. Стелившуюся нефть применяют для очистки гибких труб в пластах, чувствительных к воде. Однако из-за низкой пескоудерживающей способности GO систем для очистки от песка необходимы высокие скорости потока. Когда закачивание проводят при высоких скоростях, часто рекомендуется вспенивать жидкость. Огелившаяся нефть с трудом вспенивается, и часто необходимо применять соединения фтора в качестве поверхностно-активных веществ, которые не безопасны для окружающей среды. Кроме того, гидравлические потери в жидкостях на основе обычной огелившейся нефти, как правило, выше, чем в случае жидкостей на основе воды, особенно в турбулентном потоке.
В операциях по очистке СТ системы V-GO обладают всеми преимуществами обычных GO систем. Кроме того, V-GO системы имеют очень хорошие характеристики суспензии
песок/мелкодисперсные частицы/твердые вещества. Они имеют высокую вязкость при низкой скорости сдвига, так что даже если работа по очистке СТ прекращается по неожиданным причинам до ее завершения, твердые вещества остаются в суспензии. Это позволяет избежать "склеивания" "stuck" гибких труб во время
очистки. В системах V-GO используются более низкие концентрации добавок, чем в обычных GO системах, и можно использовать преимущество образования вязкоэластичных, а не просто вязких гелей, так что очистки меньше зависят от скорости потока. С другой стороны, из-за наличия поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование, в системах V-GO наблюдаются более низкие гидравлические потери, чем в системах GO. Если вспенивание желательно, то дополнительные пенообразователи не нужны, но для эффективной очистки пенообразования не требуется. Выше обсуждались другие наблюдения относительно
гидроразрыва/гидроразрыва с применением пропантов/борьбы с поступлением песка, также нужные для очистки СТ (которые касаются вспенивания, QA/QC, эксплуатационной надежности и смешивания). Жидкостные системы V-GO могут быть рециклированы (повторно использованы) в работе с СТ.
Обычную, с большим запасом прочности, очистку СТ жидкостью V-GO проводят следующим образом. Глубина скважины составляет приблизительно 1859 м (примерно 6100 футов), скважина заканчивается перфорированными трубами 7,30 см (2 7/8 дюйма) и 67 м (220 футов) твердых веществ должны быть вычищены. Используют СТ 3,8 см (1 1/2 дюйма). СТ заполнена дизельным топливом и опускается в отверстие без циркуляции. Скважину затем открывают для течения при около 0,69 МПа (100 фунтов на кв. дюйм (psig)) выше давления в магистральном трубопроводе; промывание загрузки начинают при достижении СТ и циркуляции дизельного топлива на глубине примерно 15,2 м (50 футов) ниже вершины загрузки; трубы вытягивают до примерно 6,1 м (20 футов) выше перфорационных отверстий; циркуляцию дизельного топлива прекращают и скважину закрывают примерно на 30 мин. СТ опускают без циркуляции до примерно 3,05 метров (около 10 футов) выше загрузки, скважину открывают и около 3785 литров (около 1000 галлонов) обычной огелившейся нефти с последующими примерно 1892 литрами (около 500 галлонов) жидкости V-G0, вспененной азотом, циркулирует при движении СТ вверх и вниз примерно каждые 7,6 м (25 футов), чтобы не допустить осаждения песка и позволить прихватить СТ. Стадии GO и V-GO повторяют, чередуя,
необязательно с вспениванием GO до тех пор, пока песок не будет возвращаться в участки, которые необходимо очистить; затем циркулирует дизельное топливо, содержащее деэмульгатор, затем СТ вытягивают из отверстия, пока циркулирует дизельное топливо. В менее консервативном способе СТ не расхаживают благодаря отличной способности удерживать песок системы V-GO. В даже более действенном способе используют только жидкость V-GO, и в самом действенном способе V-GO не вспенивают. Самый простой способ включает только V-GO. Второй самый легкий способ состоит в использовании жидкости V-GO и пены V-GO. Третьим способом является использование пены GO и V-GO. В последнем способе используют жидкость GO и пену GO.
Буровые жидкости на углеводородной основе: Обычные растворы на углеводородной основе (ОВМ) дают лучшие замерные отверстия (с меньшим промыванием), в меньшей степени реагируют с пластом и поэтому наносят меньший ущерб пласту, чем растворы на водной основе. Однако имеются ограничения и для растворов ОВМ, для которых требуется несколько добавок; они претерпевают оседание при высоких температурах; они дороги, и при работе с ними возникает ряд проблем. С другой стороны, буровые жидкости на основе V-G0 требуют меньше добавок, являются более предсказуемыми, они дешевле, характеристики суспензии лучше; меньше потерь в пластах (что очень важно), благодаря их высокой вязкости при низкой скорости сдвига; они совместимы с СаСОз, баритом и гематитом, их можно утяжелить на столько, на сколько требуется; они совместимы с соляными растворами; совместимы с волокнами, с добавками для борьбы с потерями жидкости, и в них не оседают твердые вещества, и поэтому легко получить тяжелые системы (системы с высокой плотностью. Можно использовать полимеры, чтобы дополнительно минимизировать утечку.
Жидкости для борьбы с потерями на углеводородной основе/Системы для борьбы с поглощениями бурового раствора: Распространенные системы на углеводородной основе не используются для борьбы с потерями жидкости или с поглощениями бурового раствора. Однако крайне высокие вязкости жидкостных систем V-GO при низкой скорости сдвига делают их хорошими
системами для борьбы с потерями жидкости или с поглощениями бурового раствора. Способность разжижаться при сдвиге делает легким их закачивание, небольшое число добавок позволяет их легко изготавливать; они не чувствительны к свойствам используемой углеводородной основы; системы можно применять с СаСОз, баритом и/или гематитом для минимизации утечки; эти твердые вещества можно доводить до определенного размера, чтобы дополнительно способствовать минимизации потерь, и можно использовать стекло, нейлон, сложные полиэфиры и т.п., волокна в этих системах можно использовать, чтобы дополнительно свести к минимуму утечку. Применение дополнительных добавок для борьбы с потерями жидкости или с поглощениями бурового раствора с полимерами или без полимеров (природных и синтетических) помогает так же, как и применение чешуек, устойчивых к действию углеводородов.
Отводящие жидкости: Так как системы V-GO являются вязкими, для них обычно не требуются дивертеры. Когда они вспениваются, необходимость отвода еще меньше. С другой стороны, системы V-GO используют в качестве дивертеров для закачиваемых затем жидкостей, включая способы, в которых стадии дивертера чередуются со стадиями, где жидкость или жидкости отводятся. Хотя исследуемые системы в некоторой степени чувствительны к кислоте (см. пример 12) , они применимы для отвода кислот, конкретно, для отвода эмульгированных кислот. Их также используют для отвода многих других жидкостных систем, таких как растворители отложений. Для несовместимых жидкостей используют разделитель.
Растворение и удаление органических отложений, жидкость для перфорирования, соскребание геля: Жидкостные системы V-GO можно использовать для растворения и удаления органических отложений, особенно из ствола скважины, хотя также из трубопроводов, инструментов и многих других мест. Аналогичным образом их можно применять для промышленной очистки. При таком использовании они могут содержать различные такие добавки, как ингибиторы парафинов или асфальтенов и диспергирующие агенты для парафинов или асфальтенов; в качестве углеводородной основы
можно с успехом использовать керосин, ксилол или толуол. Наиболее распространенными целевыми объектами на месторождениях нефти являются отложения асфальтенов и парафина (воска). Такие отложения могут также быть смешаны с неорганическими отложениями (осадками), и в таком случае растворитель V-GO может содержать подходящий хелатообразующий агент или другие растворители осадка. Вязкость систем помогает удерживать рыхлые осадки в суспензии. Благодаря высокой вязкости систем они ведут себя как шлам. Следовательно, они будут также вытеснять обломки из ствола скважины или трубопровода при растворении и удалении отложений, или их можно использовать для вытеснения обломков даже при отсутствии органических или
органических/неорганических отложений. Эту систему также применяют для вытеснения воды и других жидких и/или полужидких веществ из горизонтальных или наклонных скважин и трубопроводов. Указанную жидкость также применяют в качестве жидкости для перфорирования, т.е. жидкости для покрытия во время перфорирования.
Приготовление взвеси: Твердые вещества иногда суспендируют или переводят во взвесь в таких неводных жидкостях, как дизельное топливо, для улучшения измерений, особенно в полевых условиях. Осаждение твердых веществ во взвесях с высокой концентрацией может вызвать затруднения. Системы V-GO можно использовать для создания особенно устойчивых взвесей твердых веществ в неводных жидкостях. Например, взвесь ЫагСОз, используемого в качестве деэмульгатора в системах GO, в дизельном топливе лучше суспендируется в жидкостной системе V-G0 и может быть измерена более равномерно и точно; то есть суспендирование в дизельном топливе лучше, если добавляют соответствующий VES.
Экспериментальная часть
В большинстве экспериментов используют типичный сложный эфир фосфорной кислоты (РН-1), комплекс алюминия (AL-1) и поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование (S-1). РН-1 представляет собой смесь 80% смеси этилового, октилового и децилового сложных эфиров фосфорной кислоты
(полученных из 15% фосфорного ангидрида, 25% триэтилфосфата и 60% приблизительно равных частей С8 и СЮ линейных жирных спиртов) и 20% тяжелого ароматического растворителя, который содержит 75% ароматических соединений и 25% парафиновых нефтяных дистиллятов. AL-1 представляет собой смесь примерно 24% 2-этилгексан-1-ола и 59% триизопропанолята алюминия в дизельном топливе. S-1 представляет собой смесь около 39% эруциламидопропилдиметил бетаина, 22% изопропанола и 5% хлорида натрия в воде. Все количества приведены для веществ в состоянии поставки. Когда S-1 смешивают в соотношении 50/50 с метанолом, смесь называют S-IM. V-GO обозначает огелившуюся нефть, содержащую поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, которое придает ей улучшенные свойства, например, вязкоэластичность.
В обычных коммерческих типах огелившейся нефти концентрация используемого РН-1 составляет от около 6 до около 8 мл/л (около 6-8 галлонов на 1000 галлонов (gpt)) углеводородной основы и используемая концентрация AL-1 составляет от около 1 до около 2,5 мл/л. Предпочтительная концентрация РН-1 примерно в 2,5-3,3 раз выше концентрации AL-1 во многих случаях, хотя данный фактор зависит от конкретного характера углеводородной основы и добавок и от стабильности добавок. Однако, если идеальное отношение концентраций составляет, например, 3,3, эта концентрация не будет часто использоваться, так как часто имеется эффектное и мгновенное разрушение, наблюдаемое в тех случаях, если отношение лишь слегка увеличивается по сравнению с оптимальным, например, от около 3,2 до около 3,4.
Kitchen Blender представляет собой смеситель с двигателем, который обеспечивает вращение со скоростью от около 500 до около 1000 об/мин. Waring Blender является производимым серийно лабораторным смесителем, который обеспечивает вращение со скоростью до 10000 об/мин. Используют вискозиметры Fann 35 Rheometer с подогревом чаши и Fann 50 Rheometer или аналогичные им.
Пример 1- Пример показывает получение обычной огелившейся
нефти (GO) (известный уровень техники): 5 мл РН-1 и 1,2 мл AL-1 добавляют в указанном порядке к 1 л дизельного топлива в смесителе Kitchen Blender. Жидкость перемешивают при низкой скорости сдвига в течение 15 минут при комнатной температуре. (Обычные типы огелившейся нефти дают хорошие гели примерно за 15 минут при сдвиге, который авторы изобретения называют низким (при низкой скорости (около 500 об/мин) смесителя Kitchen Blender). Они дают хорошие гели примерно через 3-5 минут при сдвиге, который авторы изобретения называют высоким (например, 4000 об/мин. на смесителе Waring Blender.) При более высоких сдвигах вязкость генерируется быстро, но может иметь место некоторая необратимая деградация сдвига. Все гели, полученные здесь и в следующих ниже примерах, были приготовлены при низком сдвиге (если не указано иное). Вязкость измеряют с помощью реометра Fann 35, если не указано иное. Вязкости в различных условиях сдвига измеряют при различных температурах.
Результаты представлены в таблице 1. Успешно использовались более низкие концентрации и более высокое соотношение (в данном случае 4,16) РН-1 и AL-1, что обычно рекомендуется для обычных систем огелившейся нефти для известного уровня техники, хотя огелившаяся нефть не была очень вязкой, не была вязкоэластичной и очень термостабильной. Указанные количества будут использованы во многих из описанных далее экспериментах, чтобы показать эффективность добавления поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование, к огелившейся нефти.
Таблица 1
Дизельное топливо (растворитель) + 5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1
Скорость сдвига-" Температура^
40 сек 1
170 сек 1
511 сек 1
27°С
38°С
49°С
60°С
71°С
Пример 2- В данном примере показано приготовление обычной огелившейся нефти (известный уровень техники) с более высокими
концентрациями AL-1: приводятся данные примера 5 и показано, что при постоянной концентрации РН-1 и повышенных количествах AL-1 (пониженном отношении РН-1 к AL-1) вязкость немного увеличивается. Считается, что концентрация AL-1 примерно 1,2 мл/л является самой низкой концентрацией, которую следует использовать с 5 мл/л РН-1 без риска резкого разрушения в данной системе. Однако так как добавление поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, делает данную жидкую систему намного более устойчивой (намного менее чувствительной к концентрации и соотношению добавок), большая часть работ, подробно описанных ниже, была выполнена при "опасных" концентрациях 5 мл/л РН-1 и 1,2 мл/л AL-1. Когда используют подходящее поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, жидкие системы всегда удовлетворительны и всегда лучше, чем системы, приготовленные без добавления поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, даже с такими же количествами добавок.
Пример 3- В данном примере показано получение типичных вязкоэластичных систем поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование/огелившаяся нефть (система V-GO) по изобретению: 5 мл РН-1, 1,2 мл AL-1 и 5 мл S-1 в таком же порядке добавляют к 1 л дизельного топлива в смесителе "kitchen". Жидкость смешивают при низкой скорости сдвига в течение 15 минут при комнатной температуре. Вязкость измеряют с помощью реометра Fann 35, если не указано иное. Данные, полученные в различных условиях, приведены в таблице 2.
Таблица 2
Дизельное топливо
(растворитель) + 5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1
+ 5 мл/л S-1
Скорость сдвига-" Температура^
4 0 сек 1
170 сек"1
511 сек 1
27°С
399
112
38°С
399
112
49°С
388
112
60°С
415
120
71°С
401
116
Эксперименты
показывают,
что если S-]
добавляют к
дизельному топливу и смесь выдерживают при температуре окружающей среды в течение длительного времени, то добавление РН-1 и AL-1 не дает в результате необходимой вязкости. Если к дизельному топливу первыми добавляют РН-1 и AL-1, тогда S-1 можно добавить позже, либо до, либо после образования геля, и получить ожидаемое улучшение. Если все три вещества добавляют последовательно при температуре окружающей среды в любом порядке, но без больших интервалов времени между добавлениями, может образоваться хороший гель. Точная взаимозависимость время/сдвиг/температура не оптимизирована.
Добавление 5 мл/л к базовой композиции резко увеличивает вязкость при всех температурах и всех скоростях сдвига. Резкое увеличение вязкости при низком сдвиге намного лучше объясняет способность вышеуказанной жидкости удерживать твердые вещества. Жидкость демонстрирует вязкость более чем 20000 сП при скорости сдвига 1 сек-1 и может быть использована в обработках для борьбы с поглощениями бурового раствора. Системы V-G0 готовят с 3 мл/л РН-1, 0,5 мл/л AL-1 и 0,5 мл/л S-1; любая концентрация поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, выгодна.
Хотя авторы не приводят никаких деталей экспериментов, обнаружено, что жидкие системы V-G0 совместимы с твердыми веществами, как водорастворимыми, так и нерастворимыми в воде, такими как волокна. Жидкую систему V-GO примера 3 смешивают со стекловолокном, полиэфирными волокнами, волокнами из новолоида (novoloid) (фенолформальдегидного полимера); все хорошо диспергируются, и жидкость стабильна в их присутствии.
Пример 4- Стелившуюся нефть, полученную смешиванием 5 мл/л РН-1 и 1,2 мл/л AL-1, в дизельном топливе перемешивают с 0,48 кг пропанта (песка), добавленного на литр жидкости (4 рра (фунтов пропанта на галлон жидкости)) в смеситель Waring в течение 1 минуты при 2000 об/мин. Аналогичный эксперимент проводят с добавленным S-1 (1, 2 и 5 мл/л) . Жидкости переносят в мерные цилиндры и наблюдают за оседанием.
Через два часа после переноса жидкостей в мерные цилиндры весь песок из обычной огелившейся нефти примера 1 оседает,
тогда как в системе V-GO, содержащей 5 мл/л S-1, песок полностью суспендирован. Суспензия была хорошей в жидкостях, содержащих 1 или 2 мл/л S-1. Эксперименты данного типа повторяют, чтобы наблюдать оседание песка в двух из указанных жидкостей в течение более короткого времени. Через 2 минуты по меньшей мере 7 5% песка оседает в обычной GO системе, тогда как в V-GO системе, содержащей 5 мл/л S-1, нет никаких признаков оседания. Кроме того, в V-GO системе видны пузырьки, указывая на то, что система может быть вспенена. Таким образом, показано, что жидкая система V-GO обладает хорошими характеристиками суспензии твердых веществ для материалов, обычно используемых при таких работах на месторождениях нефти, как гидроразрыв, гравийная набивка, гидроразрыв с применением пропанта (0,5-16 рра или выше песок, искусственные пропанты и пропанты, покрытые смолой, как сшитые, так и предварительно отвержденные) Эта жидкая система V-G0 может также использоваться для очистки от песка ствола скважины, например, путем закачивания по гибким трубам (СТ).
Данный эксперимент ясно показывает, что присутствие поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, в огелившейся нефти делает существенной разницу в способности системы удерживать твердые вещества. Работы по очистке СТ ранее проводились с помощью системы примера 1 (в которой не используется поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование). Для работ по очистке СТ жидкостная система примера 1 может быть заменена жидкостной системой, содержащей 1-2 мл/л поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование. Для борьбы с поступлением песка и для применения в качестве жидкости разрыва, где требуется намного более высокая загрузка песка, рекомендуются более высокие концентрации поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование.
Пример 5- Влияние концентрации AL-1 на реологию огелившейся нефти также было исследовано. Полученный результат затем сравнивают с данными для системы V-GO, содержащей S-1. Результаты приведены в таблице 3.
Таблица 3
Жидкость А: Дизельное топливо (растворитель) + 5 мл/л РН-1 + 1 мл/л AL-1
Жидкость В: Дизельное топливо (растворитель) + 5 мл/л РН-1 + 1 мл/л AL-1 + 5 мл/л S-1
Скорость сдвига-" Темпера-тура4
40 сек"1
170 сек"1
511 сек"1
Скорость сдвига-" Темпера-тура4
40 сек'1
170 сек"1
511 сек"1
27°С
27°С
38°С
38°С
49°С
49°С
60°С
60°С
71°С
71°С
Жидкость С: Дизельное топливо (растворитель) + 5 мл/л РН-1 +1,2 мл/л AL-1
Жидкость D: Дизельное топливо (растворитель) + 5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1 + 5мл/лБ-1
Скорость сдвига-" Темпера-тура4
40 сек"1
170 сек"1
511 сек"1
Скорость сдвига-" Температура^
40 сек"1
170 сек"1
511 сек1
27°С
27°С
399
112
38°С
38°С
399
112
49°С
49°С
388
60°С
60°С
415
120
71 °С
71°С
401
118
Жидкость
(растворит
AL-1
i: /Дизельное топливо
ель) + 5 мл/л РН-1 + 1,4 мл/л
Жидкость F: /Дизельное топливо (растворитель) + 5 мл/л РН-1 + 1,4 мл/л AL-1 + 5 мл/л S-1
Скорость сдвига-" Темпера-тура^
40 сек"1
170 сек1
511 сек"1
Скорость сдвига-" Темпера-тура^
40 сек"1
170 сек"1
511 сек"1
27°С
111
27°С
458
125
38°С
38°С
458
125
49°С
49°С
459
126
60°С
60°С
459
126
71°С
7ГС
464
128
Данные некоторых экспериментов, приведенные в таблице 3 (с
5 мл/л РН-1, 1,2 мл/л AL-1 и 0 или 5 мл/л S-1), представлены на фигурах 2-4 для трех различных скоростей сдвига; они ясно показывают, как увеличивается вязкость при добавлении жидкого поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, при каждой скорости сдвига.
Пример 6- Влияние скорости сдвига на вязкость GO жидкостей (Жидкости А, С, и Е в таблице 3) исследовали при различных
температурах. Результаты представлены на фигурах 5-7. Жидкости были разжижающимися при сдвиге. Увеличение температуры, как было показано, резко снижает вязкость в обычных жидкостных системах GO.
Пример 7- Аналогичные эксперименты проводят с системами, содержащими 5 мл/л S-1 (Жидкости В, D, и F в таблице 3) . Как и предполагается для любых вязкоэластичных жидкостей, эти системы имеют более низкую вязкость при высокой скорости сдвига (они являются разжижающимися при сдвиге). На вязкость не влияло увеличение температуры от комнатной до 71°С (160°F) при заданной скорости сдвига. Результаты показаны на фигурах 8-10.
Пример 8- В полевых условиях разбавление спиртом будет упрощать эксплуатацию, так что поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в состоянии поставки разбавляют метанолом в соотношении 1:1. Кажущаяся вязкость новой системы огелившейся нефти определяют при более низких концентрациях поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование (поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, S-1M представляет собой S-1, разбавленное метанолом в соотношении 1:1). Вязкости в виде, функции скорости сдвига, температуры и количества добавленного S-1M показаны в таблице 4; некоторые из результатов представлены графически на фигурах 11-14.
Таблица 4
5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1 + 0 S-1M
ТемпЛСкорость
170
511
сдвига
27С
38 С
49 С
60 С
71 С
5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1 + 4 мл/л S-1M
ТемпЛСкорость
170
511
сдвига
27 С
340
103
38 С
356
108
49 С
373
112
60 С
382
115
71 С
389
119
5 мл/л РН-1 + 1Д мл/л AL-1 + 2 мл/л S-1M
ТемпЛСкорость
170
511
сдвига
27 С
271
38 С
259
49 С
256
60 С
253
71 С
220
5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1 + 6 мл/л S-1M
ТемпЛСкорость сдвига
170
511
27 С
358
107
38 С
348
106
49 С
360
60 С
362
115
71 С
370
121
5 мл/л РН-1 +1,2 мл/л AL-1 + 8 мл/л S-1M
5 мл/л РН-1 +1,2 мл/л AL-1 +10 мл/л S-1M
ТемпЛСкорость
170
511
ТемпЛСкорость
170
511
сдвига
сдвига
27 С
300
27 С
380
118
38 С
303
38 С
382
119
49 С
308
49 С
394
124
60 С
313
104
60 С
400
132
71 С
317
108
71 С
393
132
Сравнение данных для жидкости с 10 мл/л S-1M (эквивалентно 5 мл/л S-1) в таблице 4 с данными для жидкости с 5 мл/л S-1 (без метанола) в таблице 3 (жидкость D) показывает, что метанол не оказывает негативного действия на вязкость. Следовательно, хотя эксперименты по измерению вязкости обычно не проводились с жидкостями, содержащими менее 5 мл/л S-1 (хотя см. ниже таблицу 17), считают, что эксперименты в таблице 4 указывают на то, что можно было бы ожидать для систем V-G0 с более низкими концентрациями S-1, не содержащими метанол. Например, эти данные показывают, что даже при концентрации S-1M 2 мл/л (эквивалентно 1 мл/л S-1) вязкость достаточна для суспендирования твердых веществ (фигура 12) . Хотя вязкости не измеряли, эксперименты на стендах с 1 или 2 мл/л S-1 также показывают, что хорошие результаты получаются при низких концентрациях. При более высоких концентрациях поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование (> 5 мл/л S-1) (таблица 4), жидкость была очень вязкой и вязкоэластичной, и измерения вязкости были затруднены, поэтому соответствующих фигур не имеется. В таких случаях определяют условную вязкость.
Интересным наблюдением является тот факт, что, когда в указанной жидкостной системе используют S-1M, температура по существу не влияет на вязкость по меньшей мере до 71°С (160°F) при испытуемых концентрациях S-1M.
Пример 9- Проводят эксперименты с более высокими концентрациями S-1, до 40 мл/л (4% об/об) при комнатной температуре. Результаты представлены в таблице 5 и на фигуре 15. Измеренные вязкости, по-видимому, очень близки друг к другу, когда добавляют по меньшей мере 5 мл/л S-1. Это, возможно, обусловлено bob climbing геля в реометре или другими артефактами в измерениях вязкости высоковязких жидкостей этим
прибором (Fann 35). Эти данные отчетливо показывают, что вязкость и вязкоэластичность данной системы сохраняется при концентрациях S-1 до по меньшей мере 40 мл/л, которую не считают верхним пределом.
Таблица 5
5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1 и различные концентрации S-1
Концентрация S-l^ Скорость сдвига-"
170
511
0 мл/л
350
110
331
362
413
108
400
128
Пример 10- Поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в высоких концентрациях добавляют к дизельному топливу, без добавления фосфата и комплекса алюминия, и подвергают сдвигу. Полученные жидкие, похожие на мед вещества имеют вязкости, близкие к вязкости обычных составов огелившейся нефти без добавления поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование, но они не являются вязкоэластичными. Эти жидкости имеют некоторые характеристики суспензии твердых веществ, но намного хуже, чем жидкости V-GO. Результаты при комнатной температуре приведены ниже в таблице
Таблица 6
Дизельное топливо (растворитель) + 0 мл/л РН-1 + 0 мл/л AL-1
Концентрация S-lJ' Скорость сдвига-"
170
511
80 мл/л S-1 + 5 мл/л РН-1 + 1,2 мл/л AL-1
Добавление 5 мл/л РН-1 и 1,2 мл/л AL-1 к этой смеси не обеспечивает вязкоэластичность и характеристики суспензии твердых веществ для системы V-GO. Возможно, это обусловлено временем и/или порядком добавления, что обсуждается в другом опыте.
Пример 11- Опыты проводят при комнатной температуре со сложным эфиром фосфорной кислоты (РН-1), но без использования сшивающего агента на основе алюминия (AL-1). Концентрацию
поверхностно-активного вещества, усиливающего гелеобразование,
увеличивают в несколько приемов до 80 мл/л (8 объемных %) .
Вязкость заметно не увеличивается, даже когда концентрация S-1 была очень высокой, как показано в таблице 7.
Таблица 7
Дизельное топливо (растворитель) + 5 мл/л РН-1 + 0 мл/л AL-1
Концентрация S-l4- Скорость сдвига-"
170
511
0 мл/л
80, затем добавляют 1,2 мл/л AL-1
Кроме того, когда сшивающий агент на основе алюминия (AL-1} добавляют в конце эксперимента (после добавления РН-1 и затем добавления S-1 несколькими порциями и после измерения вязкости при нескольких скоростях сдвига после каждого добавления так, чтобы прошло значительное время перед добавлением AL-1), можно видеть, что вязкость по существу не увеличивается. В этом эксперименте негативное действие оказали или порядок добавления (как рассматривалось выше в примере 3), или количество, или соотношение добавок. Понятно, что если полевые условия будут диктовать необычный порядок или время, или количество, или соотношение, то следует проводить лабораторные эксперименты для подтверждения того, что будет образовываться подходящий гель. В случае конкретной комбинации, используемой в этом эксперименте, все три добавки нужны для получения максимальной вязкости и вязкоэластичности, необходимых для суспензии твердых веществ.
Пример 12- Исследуют влияние обычно используемых добавок при комнатной температуре. Испытания, показанные в таблице 8, проводят при относительно низкой концентрации S-1. Наличие испытуемых эмульгированных кислот понижает эффективность S-1 в данной V-GO системе. Эмульгированные кислоты (АЕ-1 и АЕ-2) получают, используя 623 мл/л 31% (масс.) НС1, 4 мл/л ингибитора коррозии (который представляет собой смесь формамида, низкомолекулярных спиртов, нафты, общих растворителей и
четвертичных аммониевых соединений), 73 мл/л смешанной пластовой воды, 280 мл/л дизельного топлива и 20 мл/л эмульгатора. Эмульгатор в ЕА-1 представляет собой примерно 41% изопропанола, примерно 31% кокоалкиламинов и -ацетатов, примерно 1% диалканоламина и около 27% диэтаноламида кислоты таллового масла. Эмульгатор в ЕА-2 представляет собой примерно 56% изопропанола, около 3% воды и около 41% кокоалкиламинов и -ацетатов. НС1 понижала эффективность этой системы с поверхностно-активным веществом, усиливающим гелеобразование, в этой огелившейся нефти. Уксусная и муравьиная кислоты также понижают вязкость, но в меньшей и приблизительно равной
степени.
Таблица 8
Жидкость\Скорость сдвига
170
511
V-GO=5 мл/л РН-1+1,2 мл/л AL-1+2 мл/л S-1
320
V-G0 +5% ЕА-1
V-G0 +5% ЕА-2
V-G0 + 5% НС1
V-GO + 5% муравьиной кислоты
V-GO + 5% уксусной кислоты
-50
-35
-25
Пример 13- Термостабильность V-G0 жидкостной системы
измеряют реометром Fann 50 (высокая температура, высокое давление) с получением следующих результатов:
Таблица 9
5 мл/л РН-1, 1,2 мл/л AL-1, 5 мл/л S-1
Температура (°С)
Вязкость (сП) при
1 сек 1
40 сек 1
170 сек'1
19359
647
171
20172
647
168
18764
656
176
13615
583
169
8162
466
152
3747
342
134
107
1401
172
121
135
Приведенные данные показаны на фигуре 16, причем вязкость при низкой скорости сдвига не включена из-за больших различий в шкале.
Термостабильность жидкостной системы V-G0 с более высокой концентрацией РН-1 и AL-1 измеряют реометром Fann 50,
результаты показаны в таблице 10. Указанная жидкость подходит для очистки СТ при температурах до 14 9°С (300°F) и может быть использована для применения при гидроразрыве до 135°С (275°F) .
Таблица 10
8 мл/л РН-1, 2,0 мл/л AL-1, 5 мл/л S-1
Температура (°С)
Вязкость (сП) при
1 сек"1
40 сек 1
170 сек"1
22118
837
232
24874
895
243
25894
945
258
24496
997
284
19544
941
286
14756
770
242
107
7788
541
190
121
940
233
135
135
163
149
194
Приведенные данные показаны на фигуре 17, причем вязкость при низкой скорости сдвига не включена из-за больших различий в шкале.
Термостабильность жидкостной системы V-GO с даже более высокой концентрацией AL-1 измеряют реометром Fann 50, результаты показаны в таблице 11. Вязкости таких систем, содержащих дизельное топливо, не измеряли из соображений безопасности в лаборатории.
Таблица 11
8 мл/л РН-1 и 2,4 мл/л AL-1
Температура (°С)
Вязкость (сП) при
1 сек 1
40 сек 1
170 сек"1
36304
1235
328
41529
1238
312
37580
1183
305
37417
1232
323
20194
1086
345
9350
908
364
107
6139
592
236
121
2436
351
164
135
547
175
112
149
132
Эти данные показаны на фигуре 18, причем вязкость при низкой скорости сдвига не включена из-за больших различий в шкале.
Пример 14- Эксперименты с системой, содержащей 5 мл/л PHIL, 1,2 мл/л AL-1 и 5 мл/л S-1 в жидком парафине нефти, содержащей небольшое количество изопропилпальмитата, показали, что хорошую жидкость V-GO получают на такой углеводородной основе.
Пример 15- Системы на водной основе, содержащие вязкоэластичные поверхностно-активные жидкости, не разрушаются со временем, за исключением действия очень высоких температур или условий с очень низким или очень высоким рН. С другой стороны, исследование вязкости многих систем V-GO в течение некоторого периода времени показало, что при достаточно высокой температуре (особой для каждого состава) системы разрушаются и, таким образом, очистка от них не должна вызывать озабоченность. Считается, что скорость разрушения возрастает с повышением температуры. На фигуре 19 показан пример для жидкости, содержащей 5 мл/л РН-1, 1,2 мл/л AL-1 и 4 мл/л S-1 в дизельном топливе. Полагают, что этот результат будет одинаковым, как при наличии метанола, так и без метанола.
Пример 16- ЫагСОз и ацетат натрия обычно используют для разрушения обычной огелившейся нефти (по известному уровню техники). Выло показано, что указанные вещества лучше проявляют себя в качестве деэмульгаторов обычной огелившейся нефти (по известному уровню техники) в присутствии небольших количеств воды, как правило, присутствующей в составах с обычной огелившейся нефтью. ЫагСО, как правило, используют для обычной огелившейся нефти при концентрации от около 1,2 до около 3,6 г на литр (примерно 10-30 фунтов на тысячу галлонов); в эксперименте, показанном на фигуре 20, используют концентрацию 1,2 г/л (10 фунтов на тысячу галлонов). Сравнение с данными фигуры 19 показывает, что ЫагСОз при такой концентрации слабо влияет на стабильность V-GO системы. Однако в других, не показанных здесь экспериментах, эта концентрация деэмульгатора эффективна для других составов V-G0 и при более высоких температурах. С другой стороны, авторы изобретения показали, что ацетат натрия действует как деэмульгатор при концентрации от около 0,12 до около 1,2, предпочтительно от около 0,36 до
около 0,72 г/л (примерно 1-10, предпочтительно около 3-6 фунтов (в виде тригидрата) на тысячу галлонов) для этой жидкости V-GO при этой низкой температуре. Как обычно для деэмульгаторов, больше деэмульгатора требуется при более низких температурах и меньше при более высоких температурах. Предполагают, что этот результат будет таким же, как в присутствии метанола, так и без метанола.
Жидкостные системы V-GO также полностью и очень быстро разрушаются (это явление известно под названием "flash Ьгеак") под действием либо смеси поли(окси-1,2-этандиил)нонилфенола и додецилбензолсульфоновой кислоты в метаноле, либо смеси додецилбензолсульфоновой кислоты, оксида кокоамидопропиламина и линейного/разветвленного этоксилата спирта Сц (содержащего около 11 звеньев этиленоксида). Указанные вещества добавляют после гелеобразования (после добавления поверхностно-активного вещества). Такую процедуру (flash break) используют, если имеется сложная ситуация и, следовательно, появляется необходимость разрушить систему немедленно.
Пример 17- Авторы также изучали влияние других поверхностно-активных веществ, усиливающих гелеобразование, таких как смесь примерно 29% олеоиламидопропилдиметилбетаина, около 4% NaCl и около 3% додецилбензолсульфоната натрия в растворителе DPM гликолевом эфире (1-(2-метокси-2-метилэтокси)-2-пропаноле), глицерине, пропан-1,2-диоле и воде (обозначается S-2). Это цвиттерионное поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, также проявляет очень хорошие гелеобразующие свойства, аналогичные системам S-1, как показано на фигуре 21. Как определено в других, не показанных здесь экспериментах, S-2 также эффективен и без
додецилбензолсульфоната натрия.
Указанную жидкость получают при 27°С. (80°F) и вязкость измеряют при нескольких скоростях сдвига по мере повышения температуры. Полученные данные показывают, что вязкость увеличивается по мере увеличения времени и/или температуры и/или сдвига. Хотя жидкости, приготовленные в примерах 15 и 16,
показывают некоторое уменьшение вязкости со временем, нет ничего необычного в том, что в обычных типах огелившейся нефти вязкость увеличивается по мере увеличения времени и/или температуры и/или сдвига, как видно в этом примере для V-GO. Иногда заметно, что вязкость увеличивается по мере увеличения времени и/или температуры и/или сдвига, особенно если полной начальной вязкости не было достигнуто до начала реологических экспериментов. Это свойство жидкости может быть выгодно использовано. Когда начальные вязкости ниже, гидравлические потери ниже, если имеется задержка в достижении полной вязкости; это экономит гидравлическую мощность во время закачивания, особенно через гибкие трубопроводы. Такая экономия является дополнением к экономии, обусловленной способностью жидкостных систем разжижаться при сдвиге. Однако важно также отметить, что по прошествии длительного времени системы GO и V-G0 будут вообще терять свою вязкость без добавления внешних деэмульгаторов, как показано данными примера 15. Высокие температуры и сдвиг способствуют разрушению систем.
Пример 18- Эксперименты с катионогенными поверхностно-активными веществами, усиливающими гелеобразование, такими как четвертичные аммониевые соединения (Q1 и Q2), показали, что они также обеспечивают вязкость и вязкоэластичность системы, как показано в таблице 12. Эти V-GO жидкости готовят с 5 мл/л РН-1 и 1,2 мл/л AL-1 в дизельном топливе. Q1 состоит из примерно 60% хлорида (Z)-13-докозенил-Ы-Ы-бис(2-гидроксиэтил)метиламмония в воде, изопропаноле и пропан-1,2-диоле. Q2 представляет собой смесь примерно 54% смеси хлорида (Z)-13-докозенил-Ы-Ы-бис(2-гидроксиэтил)метиламмония и хлоридов Сгг-Сгг-алкил-бис (2-гидроксиэтил)метиламмония и 5% салицилата натрия в изопропаноле и воде. Никаких различий в свойствах жидкости V-GO, приготовленной или в смесителе "kitchen" (в течение длительного времени при низкой скорости сдвига), или в смесителе "Waring" (при высокой скорости сдвига в течение более короткого периода времени), не наблюдается.
Таблица 12
V-GO + 5 мл/л Ql
Вязкость (сП) при 27°С
Скорости сдвига
40 с"1
170 с-1
511 с"1
Смеситель "Kitchen"
222
Смеситель "Waring"
210
V-GO + 5 мл/л Q2
Вязкость (сП) при 27°С
40 с"1
170 с"1
511 с-1
Смеситель "Kitchen"
232
Смеситель "Waring"
228
Пример 19- Этоксилированные высшие спирты (неионогенные поверхностно-активные вещества) также используют для увеличения вязкости GO систем. Систему V-GO готовят с 5 мл/л РН-1 и 1,2 мл/л AL-1 в дизельном топливе. Этоксилированный высший спирт был смесью примерно 10% этоксилированных С12-С15 линейных спиртов и 20% этоксилированных Си линейных/разветвленных спиртов, 20% изопропанола, 20% 2-бутоксиэтанола и 30% воды. Полученный гель вязкий, но не высокоэластичный, как показано в таблице 13; показанные количества даны для веществ непосредственно после поставки.
Таблица 13
Неионогенное поверхностно-активное вещество
Вязкость (сП) при 27°С
40 с"1
170 с-1
511 с-1
5 мл/л
212
10 мл/л
241
15 мл/л
251
Пример 20- Первоначальные испытания показали, что анионогенное поверхностно-активное вещество - олеиновая кислота - увеличивает вязкость системы и придает некоторую способность удерживать твердые вещества, однако система является вязкой, как показано в таблице 14, но не вязкоэластичной. Тест "lip" представляет собой процедуру, согласно которой гель очень медленно переливают из одной емкости в другую. Жидкость показывает "lip" если, когда переливание прекращают, жидкость будет подниматься назад в исходную емкость, благодаря своей эластичности. Это простой способ определить, является ли жидкость вязкоэластичной ("имеет lip", т.е. "проходит lip test"), или просто является вязкой (не "имеет lip")-
Вязкоэластичные жидкости намного лучше при суспендировании таких твердых веществ, как песок или пропант, чем просто вязкие жидкости с такой же вязкостью. Жидкость, приготовленная с анионогенным поверхностно-активным веществом, не дает положительного результата "lip" теста, так что жидкостная система не является V-GO. Исходную жидкость готовят из дизельного топлива с 5 мл/л РН-1 и 1,2 мл/л AL-1. Когда прибавляют гидроксид натрия к этой огелившейся нефти, содержащей олеиновую кислоту, система приобретает желеобразный вид, что обусловлено образованием мыла олеата натрия, но система очень неустойчива и быстро превращается обратно в нефть и мыло. Разрушенная жидкость является хорошим
пенообразователем.
Таблица 14
Анионогенное поверхностно-активное вещество
Вязкость (сП) при 27°С
40 с-1
170 с"1
511 с-1
5 мл/л
176
Пример 21- Испытывают различные типы огелившейся нефти. Добавки представляют собой РН-1, комплекс алюминия AL-2 (10% полиалюминийгидроксихлорид-сульфат в воде) и основание, В-1 (15% ацетат натрия в воде). В типовых экспериментах раствор активатора сначала готовят смешиванием AL-2 и В-1 в соотношении 5:1. В экспериментах, показанных в таблице 15, этот активатор/ в различных концентрациях затем добавляют к дизельному топливу, содержащему 6 мл/л РН-1, смеси перемешивают и определяют реологические свойства при комнатной температуре. Показано, что добавление S-1 увеличивает вязкость при низкой скорости сдвига, которая имеет значение для очистки от песка и суспензии пропанта. Вязкость при высокой скорости сдвига остается более или менее одинаковой, указывая на то, что жидкости нетрудно закачивать, даже если они имеют высокую вязкость. Хотя дополнительные эксперименты не проводились, полагают, что жидкостные системы V-G0 могут также быть приготовлены с любыми другими комплексами алюминия (например, октаноат алюминия, фосфатированный спирт и т.п.), которые известны как подходящие
для получения огелившейся нефти. В присутствии S-1 все эти жидкости обладают лучшим "lip" и лучшей способностью к
образованию суспензии твердых веществ, чем без S-1.
Таблица 15
S-1 отсутствует
5 мл/л S-1
Активатор (1:5 AL-2 и В-1)
170
511
170
511
6:4
666
197
946
247
6:3, 5
543
182
762
199
6:3
370
123
654
168
5:3
Гель отсутствует
Гель отсутствует
Пример 22- Эксперименты проводят при низких концентрациях РН-1 и/или AL-1. Жидкостные системы V-GO готовят с 1,2 мл/л AL-1 и 5 мл/л S-1 или меньше, но с концентрацией 4 мл/л РН-1
вместо концентрации 5 мл/л, чаще используемой с такими количествами остальных компонентов. Результаты, приведенные в таблице 16, показывают, как сильно S-1 увеличивает вязкость при низкой скорости сдвига. Некоторые эксперименты с меньшими количествами AL-1 (и меньшим количеством РН-1 и без S-1) показали, что при меньших количествах AL-1 и РН-1 вязкости ниже, но все еще значительны.
Таблица 16
Различные концентрации AL-1 и S-1, 4 мл/л РН-1
мл/л AL-1
мл/л S-1
Вязкость (сП) при
40 с"1
170 с"1
511 с"1
1,1
109
1,15
156
1,2
220
1,2
483
135
1,2
584
169
1,2
684
191
Можно также приготовить жидкостные системы V-GO из 3 мл/л РН-1, 0,9 мл/л AL-1 и S-1. Полагают, что при соответствующем регулировании концентраций можно получить жидкостные системы V-GO, применимые для некоторых целей, содержащие примерно 2 мл/л РН-1.
Пример 23- Концентрацию S-1 изменяют в более распространенных составах, содержащих 5 мл/л РН-1 и 1,2 мл/л AL-1.
Таблица 17
Различные концентрации S-1, 5 мл/л РН-1, 1,2 мл/л AL-1
мл/л S-1
Вязкость (сП) при 27°С
40 с-1
170 с"1
511 с-1
164
377
108
412
111
367
100
381
103
427
121
Указанные составы также обеспечивают приемлемые вязкости, как показано в таблице 17, и отчетливо демонстрируют эффективность S-1 для увеличения вязкости, особенно при низкой скорости сдвига.
Пример 24- Проводят исследование оседания отдельной частицы. В указанном эксперименте большой мраморный шар опускают в жидкость в мерном цилиндре и определяют время его падения. Шар имеет массу 5,75 граммов и диаметр 1,55 см; внутренний диаметр цилиндра составляет около 4 см. Время падения около 10 минут в данном эксперименте эквивалентно времени оседания, равному нескольким часам для песка. В GO жидкостях шар оседает менее секунды, тогда как в жидкостях V-GO, содержащих 5 мл/л РН-1, 1,2 мл/л AL-1 и различные количества S-1, время оседания увеличивается до примерно 8-12 секунд, как показано на фигуре 22.
Время оседания дополнительно увеличивают дальнейшим увеличением концентраций добавок РН-1 и AL-1. Для жидкости с 8 мл/л РН-1, 2,4 мл/л AL-1 и 10 мл/л S-1 время оседания того же мраморного шара составляет 17,5 минут. Такое значение времени оседания выше, чем требуется для применения жидкости на любом месторождении нефти.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Желатинизированная жидкость, содержащая неводную углеводородную основу, гелеобразователь, активатор и поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в количестве, достаточном для увеличения вязкости жидкости.
2. Композиция по п.1, где желатинизированная жидкость является вязкоэластичной.
3. Композиция по п.1, где неводная углеводородная основа выбрана из группы, состоящей из дизельного топлива, керосина, парафинового масла, простого эфира, сырой нефти, конденсата, толуола, ксилола, минерального масла, биодизельного топлива, лимонена и их смесей.
4. Композиция по п.1, где гелеобразователь содержит соединение, выбранное из группы, состоящей из органического карбоксилата и органического фосфата.
5. Композиция по п.1, где активатор содержит соединение, выбранное из сульфата металла и карбоксилата металла.
6. Композиция по любому из предшествующих пунктов, где поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, содержит соединение формулы
RCONH- (CH2)a(CH2CH20)m(CH2)b-N+(CH3)2- (СН2)а- (CH2CH20)m' (СН2)ь'СОО~ или
RCONH- ( СН2) а (ОСН2СН2 ) т ( СН2) b"N+ ( СНз) 2" ( СН2) а' (ОСН2СН2) т' (СН2) ь' С00",
где R обозначает алкильную группу, которая содержит от 17 до 23 атомов углерода, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной; каждый из а, Ь, а' и Ь' обозначает числа от 0 до 10 и m и т' обозначают, каждый, числа от 0 до 13; а и b обозначают, каждый, 1 или 2, если m не равно 0, и (а + Ь) равно числам от 2 до 10, если m равно 0; каждый из а'и Ь' равен 1 или 2, когда т' не равно 0, и (а'+ Ь' ) равно числам от 1 до 5, если т' равно 0; (т + т') равно числам от 0 до 14.
7. Композиция по любому из п.п.1-5, где поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, содержит бетаин.
8. Композиция по п.7, где бетаин выбран из группы,
состоящей из эруциламидопропилбетаина, олеиламидопропилбетаина и их смесей.
9. Композиция по любому из п.п.1-5, где поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, содержит катионогенное поверхностно-активное вещество.
10. Композиция по п.9, где поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, содержит хлорид N-цис-ХЪ-докозеноил-Ы,Ы-бис(2-гидроксиэтил)-N-метиламмония.
11. Композиция по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащая спирт.
12. Композиция по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащая кислоту.
13. Композиция по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащая деэмульгатор.
14. Композиция по любому из предшествующих пунктов, где желатинизированная жидкость является вспененной.
15. Способ обработки месторождения нефти, включающий закачивание в скважину желатинизированной жидкости, содержащей неводную углеводородную основу, гелеобразователь, активатор и поверхностно-активное вещество, усиливающее гелеобразование, в количестве, достаточном для увеличения вязкости жидкости.
По доверенности
о оч о о
/ \ / \
Н R Н R
ФИГ.1А
ФИГ. 1В
500
400
§ 300
ь-о о
со о;
Ш 200
100
-О V-GO
38 49 60
Температура (С) ФИГ. 2
140 120 100 80 60 40 20 0
1-4
-d-V-GO
27 38 49 60
Температура (С)
ФИГ.З
О -+--г----и-¦--Н->
27 38 49 60 71
Температура (С) ФИГ. 4
100 200 300 400 500 600
Скорость сдвига (с-1) ФИГ. 5
О 100 200 300 400 500 60
Скорость сдвига (с-1)
ФИГ. 6
500
0 А-4*-1-•-1 ¦ I \-1--i
0 100 200 300 400 500 600
Скорость сдвига (с-1) ФИГ. 9
0 100 200 300 400 500 600
Скорость сдвига (с-1) ФИГ. 11
400
300
ё 200
со о: m
100
-¦- 27 С - &-38 С
ч> -49С -Ж-60 С -*-71
100 200 300 400
Скорость сдвига (с-1) ФИГ. 12
500 600
0 ~f-f--г- t. -f-1- ' 1 I
0 100 200 300 400 500 600
Скорость сдвига (с-1)
ФИГ. 13
100 200 300 400 500 600
Скорость сдвига (с-1) ФИГ. 15
1000
1 -г-1-1-1-1-1-1-J-1-
29 38 52 66 79 93 107 121 135
Температура (С) ФИГ. 16
1000
со а; m
ос о ас; аз 100
29 38
52 66 79 93 107
Температура (С) ФИГ. 17
121 135 149
29 38 52 66 79 93 107 121 135 149
Температура (С)
ФИГ. 18
400
о; со 300
200
100
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5
Время (ч)
ФИГ. 19
400
0 -f--4-h-1 - 1 --1-1-1-
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5
Время (ч)
ФИГ. 20
300
^ 200
CO Ds Ш
со м лл
a- ioo
-Ж-Ж
40 c 1 -O-170 c -1 -Ж-511 c-1
"Ж-Ж
38 49 60
Температура (С) ФИГ. 21
14 12 10 8 6 4 2 0
........
4 6
Концентрация S-1 (мл/л)
ФИГ. 22
8 10