Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНУ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод в скважину и других операций, возникающих в процессе строительства и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, особенно в условиях высоких температур и содержания сероводорода в пластовом флюиде.

Известно использование различных составов для ограничения поступления пластовых вод в скважину на основе твердеющих материалов (цемент, полимерные смолы), осадкообразующих материалов (акриловые полимеры, силикатные реагенты, полиэлектролиты), кремнийорганических соединений и составов на углеводородной основе. В случае поступления пластовой воды из части продуктивного пласта большой мощности - несколько десятков и даже сотен метров, а также невозможности установки пакера там, где это необходимо, например, при наличии стационарного пакера и сложной конструкции подземного оборудования. При этом возникает опасность попадания таких составов в высокопроницаемые продуктивные части пласта, его кольматации и снижения продуктивности скважины. В таких условиях перспективны составы на углеводородной основе - эмульсии, высоковязкие нефти и др. составы, которые при попадании в продуктивный пласт не снижают его проницаемости и легко удаляются при дальнейшей эксплуатации скважины.

Еще большие требования к составу для ограничения притока пластовых вод предъявляются в случае коллекторов с высокими пластовыми температурами и повышенным содержанием в них сероводорода. Под действием таких факторов состав может деструктировать и терять свои физико-химические свойства.

Так, состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах по патенту РФ 2131513 от 25.11.97 г., МПК Е 21 В 43/32, 43/22, в связи с использованием нетермостойкого поверхностно-активного вещества (ПАВ) "эмультала" будет разлагаться уже при температуре выше 70^oС, а продукты разложения (древесная мука, вода и продукты деструкции ПАВ) будут кольматировать продуктивную часть пласта и снижать продуктивность скважины.

Известен состав для изоляции пластовых вод по патенту РФ 2004771 от 09.07.90 г. , МПК Е 21 В 33/138. Состав содержит не только ПАВ, но и стабилизатор, что обеспечивает его большую термостойкость.

К недостаткам состава следует отнести то, что он содержит большое количество воды и твердую фазу (бентонитовый порошок, мел), которые при попадании в продуктивные части коллектора будут кольматировать его и снижать проницаемость.

Наиболее близким, принятым за прототип, является состав для ограничения притока воды в скважину - пат. США 5146986 А, МПК Е 21 В 33/138. Состав содержит жидкость на углеводородной основе и поверхностно-активное вещество - оксиэтилированные имидозолины с концентрацией 0,01-10 об.%.

Недостатком известного патента является то, что в составе предусматривается количественное содержание ПАВ, без учета их поверхностной активности. Однако при одном и том же содержании разных ПАВ поверхностное натяжение может отличаться в значительной степени, а от этого, в основном, и зависят физико-химические процессы, происходящие в водоносном пласте при его изоляции. Так, согласно уравнению Дюпре-Юнга, работа по преодолению адгезии воды к поверхности породы - коллектора прямо пропорциональна поверхностному натяжению:
W=ζ(1+cosT), (1)
где T - угол смачивания;
W - работа по преодолению адгезии воды к поверхности породы-коллектора;
ζ - поверхностное натяжение.

Из уравнения следует, что чем меньше ζ, тем меньшее усилие требуется для более глубокого проникновения состава в поры и трещины породы-коллектора и выше вероятность эмульгирования пластовой воды в углеводородной основе состава с ПАВ. При этом с увеличением содержания воды в эмульсии по гиперболическому закону увеличивается вязкость состава и, следовательно, необходим значительно больший перепад давления для обратного удаления состава из пласта.

Предлагаемое изобретение решает задачу ограничения притока пластовых вод в скважину в случае продуктивного пласта большой мощности и невозможности установки пакера, изолирующего обводненную часть пласта от продуктивной, в условиях высоких пластовых температур и содержания сероводорода.

Для повышения агрегативной устойчивости в условиях высоких температур и содержания сероводорода в составе для ограничения притока пластовых вод в скважину, содержащем жидкость на углеводородной основе и ПАВ - оксиэтилированные имидозолины в концентрации не менее 0,03 об.%, в качестве оксиэтилированных имидозолинов используют ИКБ2-2, при этом поверхностное натяжение на границе раздела фаз углеводород - пластовая вода составляет не более 5,0•10^-3 Н/м.

При попадании состава в продуктивную часть пласта за счет того, что состав имеет углеводородную основу и низкое значение поверхностного натяжения, проницаемость продуктивной части пласта не снижается, и вытеснение состава из коллектора при эксплуатации скважины будет происходить без затруднений. И, что особенно важно, оксиэтилированные имидозолины придают составу высокую термостойкость и сероводородостойкость.

ПРИМЕР
При приготовлении состава для ограничения притока пластовых вод в скважину использовали дизельное топливо в качестве жидкости на углеводородной основе и ПАВ ИКБ2-2 из класса оксиэтилированных имидозолинов, выпускаемых ОАО "Салаватнефтеоргсинтез" по ТУ 38.10178679. ИКБ2-2 образуется при смешивании солей аминоамидов и имидозолинов с жирными кислотами талловых масел.

Воздействию температуры 105^oС и сероводорода (25,5%) подвергали следующие составы:
1. Дизельное топливо - (σ=27,5•10^-3 Н/м).

2. Диз. топливо+0,20% ИКБ2-2 (σ=1,0•10^-3 Н/м).

3. Диз. топливо+0,05% ИКБ2-2 (σ=3,75•10^-3 Н/м).

4. Диз. топливо+0,03% ИКБ2-2 (σ=5,0•10^-3 Н/м).

5. Диз. топливо+0,025% ИКБ2-2 (σ=7,5•10^-3 Н/м).

Составы приготавливали следующим образом.

В исходную пробу дизельного топлива емкостью 500 мл с σ ==27,5•10^-3 Н/м при перемешивании на лабораторной мешалке с числом оборотов 600 в мин добавляли вышеуказанное количество ИКБ2-2, зависящие от выбранной углеводородной основы. Через 45 мин перемешивания состав подвергали воздействию температуры 110^oС и 25,0% сероводорода, что моделировало условия АГКМ (Астраханского газоконденсатного месторождения). Испытания осуществляли на специальном стенде опытного полигона Газопромыслового управления ООО "Астраханьгазпром" при воздействии на состав сырого газа со скважины 8-Э в течение 48 ч.

Технологические свойства состава до и после воздействия температуры 105^oС и сероводорода 25,5% представлены в табл. 1.

Из результатов, представленных в табл.1, видно, что составы, имеющие поверхностное натяжение в пределах (1,0-5,0)•10^-3 Н/м сохраняют свои основные технологические свойства после воздействия сероводорода и высокой температуры.

В тех же условиях технологические свойства состава по прототипу резко ухудшаются.

Таким образом, с увеличением величины поверхностного натяжения ухудшаются условия по эмульгированию пластовой воды в углеводородной фазе и гидрофобизация поверхности породы-коллектора, что в конечном итоге, приводит к снижению качества изоляции водоносного пласта. Величина поверхностного натяжения менее 1,0•10^-3 Н/м также нецелесообразна, так как возрастает расход ПАВ.

На чертеже представлена изотерма поверхностного натяжения оксиэтилированного имидозолина (например, ИКБ2-2) на границе раздела пластовая вода - дизельное топливо в зависимости от концентрации. В качестве пластовой воды использовалась подошвенная вода башкирских отложений АГКМ.

Оценку влияния предлагаемого состава на ограничение притока пластовых вод в скважину проводили на стенде "АКМ-керн", который позволяет моделировать условия фильтрации через образец коллектора. В качестве образца использовали естественные карбонатные керны, отобранные из башкирских отложений АГКМ с глубины 3900-4100 м.

Проведение экспериментов заключалось в следующем.

Цилиндрические образцы диаметром 29-30 мм и длиной 40-45 мм помещали в кернодержатель и насыщали водой. При проведении эксперимента перепад давления на образце составлял 2,4 МПа, температура - 20^oС. Через образец в направлении пласт - скважина фильтровали воду до установившейся фильтрации, после чего по формуле Дарси определяли начальную проницаемость образца (К₀):

где q - расход жидкости, см³/с;
l - длина керна, см;
П - динамическая вязкость, сП;
Δp - перепад давления, кг/см² ;
F - площадь поперечного сечения керна, см².

Затем через образец в направлении скважина - пласт закачивали предлагаемый состав. После этого в направлении пласт - скважина снова фильтровали воду до установившейся фильтрации и определяли проницаемость образца по воде. По величине коэффициента восстановления проницаемости определяли эффективность того или иного способа изоляции подошвенной воды в порово-трещинном коллекторе.

Коэффициент восстановления проницаемости определяли по формуле:

где E - коэффициент восстановления проницаемости образца;
К₀ - проницаемость образца по воде в направлении пласт - скважина;
K₁ - проницаемость образца по воде после воздействия углеводородной жидкости с добавками в направлении пласт - скважина.

Результаты экспериментальных исследований приведены в табл. 2.

Полученные результаты (табл.2) показали, что при значениях поверхностного натяжения предлагаемого состава в пределах (1,0-5,0)•10^-3 Н/м, коэффициент E не превышает 13,0 %.

Из результатов, приведенных в табл. 1,2 и на чертеже, следует, что в предлагаемом составе содержание ПАВ-оксиэтилированных имидозолинов обеспечивает величину поверхностного натяжения в пределах (1,0-5,0)•10^-3Н/м.

Испытания показали, что предложенный состав сохраняет свои основные технологические свойства после воздействия температуры до 105^oС и концентрации сероводорода - 25,5% и, следовательно, отвечает тем требованиям, которые предъявляются к составам для ограничения притока пластовых вод в условиях продуктивного пласта большой мощности и при невозможности установки пакера, изолирующего обводненную часть пласта от продуктивной, в условиях высоких пластовых температур и содержания сероводорода.