способ ограничения водопритока в скважину

Формула изобретения

1. Способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в пласт раствора силиката натрия, разделителя и инициатора полимеризации силиката натрия, отличающийся тем, что вначале в скважину закачивают инициатор полимеризации силиката натрия, затем разделитель и силикат натрия, причем в качестве инициатора полимеризации используют гидрофобную инвертную эмульсию следующего состава, об. %: нефть 20-35; конденсат 5-40; азотная кислота 20-25%-ая 58; эмульгатор 2.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве разделителя в скважину закачивают газовый конденсат.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения и изоляции водопритока в газовых скважинах.

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя (инициатора реакции полимеризации силиката натрия) [см. SU 1423726 А1, Е 21 В 33/13, 1988]. При этом водный раствор силиката натрия вступает в реакцию с отвердителем (раствор соляной кислоты), в результате которой образуется кремнезоль.

К недостаткам этого способа относится то, что в процессе закачки происходит преждевременное смешение закачиваемых растворов, и ввиду ионного характера химической реакции между ними, характеризующейся практически мгновенным образованием кремнезоля в зоне контакта с образованием блокирующего экрана вблизи линии нагнетания и в стволе скважины.

Эти недостатки устранены в способе ограничения водопритока в скважину, выбранном нами в качестве прототипа [см. RU №2121570 С1, Е 21 В 43/32, 33/138, 1998], и включающем последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и 0,5-4,0%-ного раствора соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа, при этом перед закачкой в скважину закачивают разделитель, в качестве которого предлагают использовать легкую нефть.

К недостаткам прототипа можно отнести то, что образующийся в результате реакции полимеризации кремнезоль недостаточно устойчив к размыву пластовой водой, что в свою очередь снижает срок эксплуатации изоляционного экрана.

Следует также отметить, что в промысловой практике широко известны способы ограничения водопритока в скважину посредством обработки пласта гидрофобизирующей поровое пространство эмульсией на углеводородной основе [см. RU №2114990 С1, Е 21 В 43/32, 33/13, 1998]. Однако существенным недостатком известного способа является тот факт, что экранирующий состав под действием напора пластовых вод через некоторое время вытесняется обратно в ствол скважины.

Технический результат предлагаемого способа ограничения водопритока в скважину - повышение эффективности способа за счет дополнительной гидрофобизации порового пространства коллектора и создания более надежного изоляционного экрана.

Этот результат достигается тем, что способ ограничения водопритока в скважину включает закачку инициатора полимеризации силиката натрия, затем разделителя и раствора силиката натрия, причем в качестве инициатора полимеризации используют гидрофобную инвертную эмульсию следующего состава, об.%: нефть - 20-35; конденсат - 5-40; азотная кислота 20-25% - 58; эмульгатор - 2, а в качестве разделителя применяют газовый конденсат.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что отличительные признаки нового способа изоляции водопритока являются необходимым и достаточным условием, характеризующим новизну объекта изобретения, а именно последовательность закачки и состав отверждающего силикат натрия реагента.

Инвертная эмульсия на углеводородной основе способствует гидрофобизации порового пространства, снижая фазовую проницаемость для воды, и содержит в качестве дисперсной фазы раствор азотной кислоты, которая выступает инициатором реакции полимеризации силиката натрия с образованием водонерастворимого тампонирующего материала в виде кремнезоля в поровом пространстве коллектора.

Для приготовления эмульсии используют 20-25%-ный раствор азотной кислоты – 58, нефть - 25, конденсат – 15 и эмульгатор – 2, позволяющий образовывать инвертную эмульсию типа “вода в нефти”. Раствор кислоты готовят из азотной кислоты неконцентрированной, изготовленной согласно OCT.113-03-270-90. Эмульгатор предварительно растворяют в небольшом количестве углеводородов, затем при интенсивном перемешивании добавляют к основной части нефти, через 10 минут добавляют раствор азотной кислоты и интенсивно перемешивают еще в течение 10 минут.

Раствор силиката натрия готовят из жидкого стекла натриевого плотностью 1300 кг/м³ с силикатным модулем 3, изготовленного согласно ГОСТ 13078-81. В качестве разделителя, предотвращающего преждевременной смешение реагентов в стволе скважины и вблизи линии нагнетания, используют газовый конденсат - смесь предельных углеводородов C₅ -C₈ и выше.

Задачей предлагаемого изобретения является поочередная закачка в обводненный интервал пласта гидрофобной инвертной эмульсии, содержащей в качестве дисперсной фазы раствор азотной кислоты, выступающей в качестве инициатора реакции полимеризации для последующего раствора силиката натрия. При этом синергетический эффект обработки проявляется в гидрофобизации порового пространства в удаленной зоне пласта, благодаря наличию в составе эмульсии углеводородов, снижающих относительную фазовую проницаемость коллектора для воды, и создании изоляционного экрана при химической реакции взаимодействия азотной кислоты и силиката натрия. Для предотвращения преждевременного смешивания растворов реагентов предусматривается промежуточная закачка разделителя, химически инертного к данным реагентам, в частности, газового конденсата. Азотная кислота является дисперсной фазой обратной эмульсии типа “вода в нефти”. Присутствуя в составе углеводородной эмульсии в мицеллярном состоянии, кислота обладает меньшей коррозионной активностью по отношению к внутрискважинному оборудованию и максимально сохраняет заданную концентрацию. Раствор силиката натрия является эффективным материалом для закачки в водонасыщенные породы из-за высокой фильтруемости и высоких адгезионных свойств. В пластовых условиях силикат натрия практически не вступает в химическое взаимодействие с породами пласта, но обладает хорошей адгезией к ним. Реологические показатели эмульсии и раствора силиката натрия подбираются таким образом, чтобы при закачке в пласт происходила равномерная обработка зоны изоляции с максимальным внутрипоровым золеобразованием. Вязкость эмульсий регулируют соотношением нефти, конденсата и кислоты. Золеобразование происходит при взаимодействии азотной кислоты и силиката натрия по схеме:

2НNO₃ +Nа₂SiO₃ H₂SiO₃ +2NaNO₃

В результате реакции образуется нерастворимый в воде золь метакремниевой кислоты. Метакремниевая кислота неустойчива и подвергается полимеризации: молекулы ее укрупняются и образуются различные по составу и строению поликремниевые кислоты. Общее уравнение реакции полимеризации может быть представлено следующим образом:

nSi(OH)₄=(SiO₂ )_n+2_nН₂O

Это уравнение указывает на то, что полимеризация вызывает конденсацию силанольных групп (SiOH) с образованием силоксановых связей (Si-O-Si). Процесс полимеризации Si(OH)₄ влечет за собой распределение ионов ОН^- между различными атомами кремния с образованием полимерных ячеек, в которых каждый атом Si⁴⁺ окружен шестью ионами ОН^-.

Азотная кислота выступает инициатором полимеризации силиката натрия и служит для поддержания кислой реакции среды, так как скорость поликонденсации образовавшейся кремниевой кислоты в области рН< 2 ускоряется за счет протонов, и в кислой среде реакция протекает по донорно-акцепторному механизму с образованием переходного комплекса, в котором Si временно приобретает координационное число 6 вместо 4. Устойчивость золя кремниевой кислоты зависит от концентрации кислоты и рН среды (табл.1). При рН>7,5 гидрозоль термодинамически устойчив к коагуляции. Вследствие этого в пластовых условиях образующийся тампонирующий материал будет стабилен.

Способ проверен в лабораторных условиях. Предлагаемая рецептура опробована на набивных моделях сеноманского песка, предварительно насыщенных пластовой водой. Первоначально замеряли проницаемость водонасыщенных моделей по газу, по воде, затем осуществляли закачку растворов реагентов и повторно замеряли проницаемость по воде. По результатам лабораторных исследований изоляционный эффект составляет 94-98%, при этом минимальный градиент фильтрации воды увеличился до 10 раз (табл.2).

Для методов ограничения водопритока основными параметрами, определяющими объем фильтрации пластовой воды в скважину за единицу времени, являются коэффициент проницаемости пород призабойной зоны коллектора по воде после водоизоляции и минимальный градиент давления фильтрации.

Таким образом, сравнивая предлагаемый способ с прототипом, при равной конечной проницаемости, после предлагаемого способа обработки, возможно эксплуатировать скважины без поступления пластовой воды при создании большей в 1,12-2,81 раза депрессии на продуктивные пласты, что повышает добывные возможности скважин (табл.3).

Таблица 2 Изоляционный эффект от искусственной кольматации образцов
№ набивной модели	Наименование реагентов, прокачиваемых через образец	Параметры модели до обработки		Параметры модели после обработки		Изоляционный эффект, % (K1-K2)/K 1× 100%	Увеличение удерживающего эффекта, %
		Миним. градиент давления фильтрации МПа/м	Проницаемость по воде, К1	Миним. градиент давления фильтрации МПа/м	Проницаемость по воде, К2
1	Эмульсия №1 силикат натрия	0,56	0.294	2,24	0.018	93,9%	300%
2	Эмульсия №2 силикат натрия	0,56	0,223	5,61	0,004	98,2%	901%
3	Эмульсия №3 силикат натрия	0,56	0.413	4,17	0.011	97,3%	645%

Таблица 3
Способ обработки	Проницаемость после обработки, мкм2	Минимальный градиент давления фильтрации, МПа/м
Предлагаемый	0,004-0,018	2,24-5,61
Прототип	0,003-0,013	менее 0,2