ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОГО ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а конкретно к технологическим жидкостям для селективного ограничения водопритоков в обводненных нефтяных и газовых скважинах. Состав также может найти применение для отсечения подошвенных вод, изоляции заколонных перетоков, отключения обводнившихся проницаемых пропластков, ликвидации водопроявлений с аномально высокими пластовыми давлениями.

Одним из основных методов извлечения нефти из пластов на поздних стадиях разработки месторождения является принудительное вытеснение ее водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины, приводящее в конечном итоге к прорыву воды напрямую в добывающие скважины. В результате происходит обводнение добываемой продукции, что влечет к повышенным расходам по извлечению нефти и снижению нефтеотдачи продуктивных пластов.

Для ограничения водопритоков добывающих скважин применяется закачка в пласт гелеобразующих и осадкообразующих композиций, водных растворов полимеров, цементных растворов и других составов (Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти / Н.Х.Ибрагимов и др. М.: Недра, 1991. - 46 с.), Большинство из указанных композиций относятся к материалам неселективного действия, и их применение приводит к закупориванию всего продуктивного пласта. В результате зачастую после проведения изоляционных работ производят вскрытие необводненной части продуктивного пласта.

При проведении работ по ограничению водопритоков в добывающих скважинах наибольший эффект дают тампонажные материалы селективного действия, что обеспечивается их следующими физико-химическими свойствами:

- растворимостью в нефти и нерастворимостью в воде;

- достаточно высоким регулируемым индукционным периодом времени загустевания при пластовых давлениях и температурах;

- регулируемой подвижностью в пористой среде в период закачки в призабойную зону пласта (ПЗП);

- достаточно высокой механической прочностью и высоким градиентом сдвига тампонирующего материала в пористой среде.

К материалам селективного действия относится водный раствор силикатов щелочных металлов общей формулы R₂OmSiO_2? где R=Na, К или Li, m - т. наз. кремнеземистый модуль. Силикатные составы нашли применение для ограничения водопритоков добывающих скважин, особенно на залежах с жесткими термобарическими условиями (А.И.Комиссаров, К.Ю.Газиев. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 8. - с.1345).

Срок действия силикатных составов в пластовых условиях практически неограничен, так как они, в отличие от полимерных систем не подвержены термоокислительной и биологической деструкции.

К недостаткам силикатных растворов необходимо отнести то, что по своей природе силикатные растворы чужды к добываемой нефти, и если они глубоко фильтруются в нефтяной пропласток, то, как правило, проницаемость продуктивной зоны резко снижается.

Одной из наиболее эффективных композиций для создания экрана от водоносного слоя является инвертный эмульсионный раствор (ИЭР), внешней дисперсионной средой которого является нефть. Преимущества таких составов перед рецептурами на водной основе проявляются в том, что они по своей природе близки к добываемой нефти. Попадая в продуктивный пласт, ИЭР не блокирует нефтепроводящие каналы, растворяясь в содержащейся там нефти, и не разрушает нефтесодержащие породы, что характерно для водных составов.

При взаимодействии с пластовой водой состав образует высоковязкую, структурированную, малоподвижную систему. Проникая по водоносным каналам ИЭР гидрофобизирует их поверхность, увеличивая тем самым фильтрационное сопротивление для воды и уменьшая для нефти. Все перечисленные факторы способствуют образованию водоизолирующего экрана в призабойной зоне продуктивного пласта.

Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототип) является состав инвертной водонефтяной эмульсии, стабилизированной гидрофобным химически модифицированным кремнеземом (SiO₂). (Пат. РФ № 2184836; Заявл. 25.04.2000; Опубл. 10.07.2002.). Введение в разработанный авторами ИЭР гидрофобного ультрадисперсного кремнезема с размером частиц 0,005-0,1 мкм стабилизирует эмульсию и предотвращает ее разрушение при продавке в продуктивный пласт.

К недостаткам известного изобретения относится низкий градиент давления, который выдерживает ИЭР в пластовых условиях. При создании депрессии на пласт водонефтяная эмульсия постепенно выносится из ПЗП, вследствие чего эффективность ее тампонирующего действия снижается. Изоляционные характеристики такой водонефтяной эмульсии позволяют снизить обводненность добываемой продукции в среднем лишь на 10-15%, что, конечно, недостаточно.

Указанные недостатки преодолены в представленном изобретении. Положительный эффект достигается тем, что для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах разработан тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий инвертную эмульсию, состоящую из дисперсионной углеводородной фазы - нефти или продуктов ее переработки, стабилизатора эмульсии - химически модифицированного кремнезема - Полисила-ДФ и дисперсной фазы, согласно изобретению он содержит в качестве дисперсной фазы натриевое жидкое стекло и дополнительно - маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Синол-ЭМ при следующем соотношении компонентов (вес.ч.):

Тампонирующее действие нефтесиликатной эмульсии состоит в следующем:

- при фильтрации эмульсии через водонасыщенный интервал ПЗП увеличивается соотношение дисперсная/дисперсионная фазы и состав образует высоковязкую структурированную малоподвижную систему, а силикат натрия, находящийся в дисперсной фазе, при контакте с ионами поливалентных металлов Са²⁺, Mg²⁺, Fe³⁺, Al³⁺ коагулирует с образованием нерастворимого осадка и тем самым закупоривает проводящие каналы в этой зоне;

- при попадании в нефтенасыщенную зону коагуляции жидкого стекла не происходит, так как отсутствует источник ионов поливалентных металлов, эмульсия еще больше разжижается, ее вязкость приближается к вязкости нефти и при запуске скважины в работу она легко выносится из нефтяного интервала пласта.

Полисил-ДФ так же, как и в прототипе, выполняет функцию стабилизатора эмульсии: располагаясь на границе раздела фаз, он «бронирует» глобулы дисперсной фазы и тем самым укрепляет эмульсию, что увеличивает продолжительность изолирующего эффекта разработанного состава. Полисил ДФ выпускается по ТУ 2311-002-04706-93.

Синол-ЭМ - комплексный эмульгатор, содержащий в своем составе продукт взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, углеводородный растворитель и добавки - алкилхлорид и окись алкилдиметиламина. Синол-ЭМ представляет собой маслянистую жидкость коричневого цвета. Плотность при 20°С - 860-920 кг/м³; температура застывания - ниже минус 40°С. Выпускается ЗАО НПФ "БУРСИНТЕЗ" по ТУ 2413-048-48482528-98.

В качестве дисперсионной фазы можно использовать нефть или продукты ее переработки - дизельное топливо, нефрас, керосин, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), нестабильный бензин и другие.

Способ селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах с применением нефтесиликатной эмульсии включает в себя закачку в ПЗП инвертной нефтесиликатной эмульсии, продавку эмульсии в пласт и выдержку на реагирование в течение 12-18 часов. За время выдержки за счет тиксотропии эмульсия дополнительно увеличивает свою вязкость (по лабораторным данным в 5-7 раз).

Вместо товарного жидкого стекла с плотностью 1,41 г/см³ можно использовать выпускаемую промышленностью сухую соль метасиликат натрия водный - Nа₂SiO₃·5Н₂O, растворимую в теплой воде (50-60°С). В этом случае для получения товарного жидкого стекла с плотностью 1,41 г/см необходимо взять на 100 мл воды 90 г соли.

Соотношение дисперсная/дисперсионная фазы изменяется в зависимости от вязкости выбранной дисперсионной среды. Так, если в качестве дисперсионной среды используется легкая нефть, то это верхний предел этого соотношения изменяется от 2/1 до 2,5/1. Если нефть высоковязкая, с большим содержанием асфальтенов и смол (ή>200 сП), то, соотношение дисперсная/дисперсионная фазы не превышает 1,5/1. Это соотношение можно увеличить до 3/1, если в качестве дисперсионной фазы использовать различные фракции нефти - ШФЛУ, нефрас, дизельное топливо и др.

Размеры дискретных частиц химически модифицированных кремнеземов на 2-4 порядка меньше средних размеров поровых каналов, что позволяет инвертной эмульсии под давлением глубоко проникать в пласт.

Концентрационные пределы состава и его количество подбирается в зависимости от вида осложнения в скважине, проницаемости, пористости пласта, дебита жидкости и обводненности добываемой продукции. Перед проведением работ подбирается необходимый объем эмульсии, составляющий от 0,5 до 2,0 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта. В зависимости от вязкости взятой нефти выбирается соотношение фаз, количество эмульгатора и стабилизатора эмульсии.

Для облегчения закачки и повышения фазовой проницаемости перед эмульсией закачивается небольшое количество нефти (2-3 м³) или ее более легкой фракции. В качестве продавочной жидкости используется нефть или пластовая вода.

Примеры конкретной реализации.

Пример 1 (вес.ч.).

В колбу, снабженную мешалкой с частотой оборотов не менее 1000 об/мин, помещают 40,0 дегазированной высоковязкой нефти (карбон, ή=227 мПа.с) и при перемешивании (600 об/мин) добавляют 3,0 эмульгатора Синол-ЭМ и 0,4 Полисила-ДФ. После 5-минутного перемешивания мешалку включают на максимальное число оборотов и постепенно небольшими порциями в течение 15-20 мин добавляют 60,0 жидкого стекла (Na₂O/mSiO₂) плотностью 1,41 г/см³ (кремнеземистый модуль 2,52). Перемешивание продолжают еще 15-20 мин. По окончании диспергирования образовавшуюся эмульсию выдерживают не менее 6 часов для разгазирования и стабилизации агрегативных процессов. Свойства полученной эмульсии, измеренные на вискозиметре Fann-35, приведены в таблице 1.

Как видно из приведенных в таблице данных, полученная эмульсия как при комнатной температуре, так и при 75°С обладает высокими структурно-реологическими свойствами. Обращает на себя внимание низкая водоотдача эмульсионного раствора, не превышающая в интервале температур 20-75°С 10 см³/30 мин. Это свидетельствует о седиментационной стабильности эмульсии, позволяющей рассчитывать, что при закачке ее в пласт под давлением не будет происходить разделение по фазам.

Полученная нефтесиликатная эмульсия обладает высокой термостабильностью. Так при прогреве эмульсии при температуре 75°С в течение 3-х суток эмульсия не расслаивалась и сохраняла свою стабильность.

Пример 2.

По методике примера 1 была приготовлена инвертная эмульсия, в которой дисперсионной фазой служила легкая нефть с ή=2,2 мПа·с. Это позволило увеличить содержание в эмульсии дисперсной фазы до отношения жидкое стекло/нефть как 2,5/1 соответственно.

Рецептура эмульсионного состава (вес.ч.):

Так как выбранная легкая нефть содержала низкий процент смолистых соединений и была исключительно подвижна, то для сохранения высоких структурно-реологических характеристик концентрация ПАВ и стабилизатора эмульсии Полисила-ДФ была увеличена по сравнению с примером 1.

После приготовления эмульсии была определена вязкость, термо- и седиментационная стабильность. При температуре 20°С пластическая вязкость эмульсии, измеренная на вискозиметре Fann-35, составила 56,3 мПа·с. При прогреве эмульсии при температуре 75°С в течение 3-х суток эмульсия так же, как и в примере 1, не расслаивалась и сохраняла свою стабильность.

Примеры 3-5

В качестве дисперсионной фазы были взяты углеводороды: дизельное топливо, широкая фракция углеводородов (ШФЛУ), нефрас. Характеристики полученных углеводородо-силикатных эмульсий приведены в таблице 2.

Приведенные результаты показывают, что независимо от природы взятых продуктов переработки нефти в качестве дисперсионной фазы образуются стабильные углеводородо-силикатные эмульсии, вязкость которых определяется выбранным соотношением фаз углеводород/жидкое стекло. Водоотдача таких эмульсий изменяется незначительно и не превышает 10 см³/30 мин.

Пример 6.

Для проведения работ по ограничению водопритока обработка ПЗП добывающей скважины нефтесиликатной эмульсией выполняется в следующей последовательности:

- установка пакера над зоной закачки эмульсии, обвязка устья скважины с насосным агрегатом;

- закачка в пласт буферного объема нефти (2 м³) для увеличения фазовой проницаемости водонасыщенных пропластков;

- подготовка углеводородной фазы (с ПАВ и со стабилизатором эмульсии Полисилом-ДФ) в агрегате ЦА-320;

- приготовление инвертной эмульсии в агрегате ЦА-320 с применением диспергатора при соотношении фаз углеводород/жидкое стекло от 1/1,5 до 1/3 (в зависимости от исходной вязкости углеводорода);

- закачка эмульсии и продавка ее в пласт (в объеме, зависящем от состояния скважины: обводненности, интервала перфорации, приемистости и др.);

- остановка скважины на реагирование в течение 12-18 часов;

- подъем пакера, запуск скважины в работу.

Необходимо отметить, что для обеспечения возможности закачки в пласт запланированного объема изолирующего состава перед эмульсией целесообразно закачать в пласт буферную жидкость, представляющую собой водный раствор карбоната натрия. Карбонат натрия, образуя с ионами кальция и магния нерастворимые соединения, выводит их из пластовой воды, в результате чего нагнетаемая за ним нефтесиликатная эмульсия дополнительно защищается от преждевременной коагуляции.

Тампонирующую способность нефтесиликатной эмульсии сравнивали с прототипом путем проведения фильтрационных испытаний на модели пласта на установке BS-805. Были приготовлены 2 насыпные модели из молотого керна Средне-Хулымского месторождения с длиной 50 см и с проницаемостью 169,0 и 184,4 мД. Также были приготовлены две инвертные эмульсии с одинаковым соотношением фаз, одинаковой концентрацией ПАВ и Полисила-ДФ. Их отличие заключалось лишь в том, что в прототипе в качестве дисперсной фазы была использована минерализованная CaCl₂ вода, а во втором случае - товарное жидкое стекло.

Фильтрационные испытания проводили по стандартной методике. В каждую модель было закачано по 0,5 порового объема эмульсии. Полученные результаты приведены в таблице 3.

Из приведенных данных видно, что замена в инвертной эмульсии дисперсной фазы - воды на жидкое стекло приводит к увеличению тампонирующего эффекта. Так обработка водонасыщенной модели пласта водонефтяной эмульсией в объеме 0,5 V_пop. приводит к снижению проницаемости на 95,0%, а при прокачке нефтесиликатной эмульсии проницаемость модели уменьшается на 98,5%.

После замера проницаемости, поменяв вход на выход, был определен градиент противодавления, который выдерживает эмульсия. Прорыв фильтрации воды в насыпных моделях пласта опытов 7 и 8 составил 13,7 и 24,3 МПа/м соответственно.

Приведенные данные показывают, что использование в качестве дисперсионной фазы вместо воды жидкого стекла приводит к получению эмульсионных систем с повышенными тампонирующими свойствами.