способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах

Формула изобретения

1. Способ селективного ограничения водопритоков и выравнивания фронта заводнения в эксплуатационных скважинах, включающий в себя закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсии на основе минерализованной водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с добавкой эмульгаторов, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют химически модифицированный высокодисперсный кремнезем, обладающий свойствами твердых неионогенных поверхностно-активных веществ.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют химически модифицированный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм со степенью гидрофобности 20-90% в количестве 0,3-3,5 мас. % от всего объема эмульсии.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для повышения стабильности эмульсии в нее добавляют гидрофобизатор, представляющий собой химически модифицированный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм и со степенью гидрофобности 100% в количестве 0,1-1,0 мас. % от всего объема эмульсии.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что соотношение дисперсная фаза/дисперсионная среда в эмульсии изменяется в пределах от 1/1 до 6/1.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в призабойную зону пласта закачивают от 0,5 до 8,0 м³ инвертной эмульсии на 1 м эффективной мощности пласта и продавливают ее пластовой водой.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а конкретно к составам для ограничения водопритоков в обводненных добывающих скважинах и для выравнивания фронта заводнения в нагнетательных скважинах с целью увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. Изобретение также может быть использовано в качестве жидкости для глушения скважин, а также в качестве технологической жидкости для бурения при первичном вскрытии продуктивных пластов.

Одним из основных методов извлечения нефти из пластов на поздних стадиях разработки месторождения является принудительное вытеснение ее водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины. В процессе такого вытеснения нефти происходит опережающее обводнение высокопроницаемых пластов, что приводит к прорыву воды напрямую в добывающие скважины и частичному или полному выключению из процессов выработки средне- и низкопроницаемых нефтенасыщенных слоев. Для ограничения водопритоков и выравнивания фронта вытеснения широко применяется закачка в пласт водных растворов полимеров, гелеобразующих и осадкообразующих композиций, цементных растворов и других составов (Ибрагимов и др. "Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти", М., Недра, 1991, с. 46-63).

Одной из наиболее эффективных композиций для создания экрана от водоносного слоя является инвертная (обратная) водонефтяная эмульсия, стабилизированная поверхностно-активным веществом (ПАВ). Эффективность применения таких эмульсий связана с их способностью к загущению и структурированию при механическом смешении с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и, наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью.

Инвертные эмульсионные растворы нашли широкое применение при проведении работ по ограничению водопритоков в добывающих скважинах, для выравнивания профилей приемистости и перераспределения фильтрационных потоков в нагнетательных скважинах.

Известны водонефтяные обратные эмульсии на основе продуктов переработки нефти (мазут, битум, парафиновые композиции и др.) (Е.Н.Умрихина, В.А.Блажевич, в сб. "Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах", М., Недра, 1966, с. 70-79).

К недостаткам таких эмульгаторов относятся их низкая стабильность, зависящая от сроков хранения, степени окисления и качества нефтяных отходов. Более стабильные обратные эмульсии получаются при использовании таких эмульгаторов, как "эмультал", "сульфонол", "катапин А", "неонол", стеарат алюминия и др. Все известные к настоящему времени составы обратных водонефтяных эмульсий, применяемых в нефтяной промышленности для водоизоляционных работ, стабилизируются жидкими (растворимыми в воде или углеводородной фазе) ПАВ.

Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототип) является состав инвертной водно-гексановой эмульсии, стабилизированной ионогенными и неионогенными ПАВ: ЭС-2, эмультал, неонол или таловым маслом с гидрофобизирующей добавкой (ГКЖ-11) (Р.Н.Мухаметзянов, Л.Х.Каюмов, С.Г.Сафин, Г.А.Нуруллина, "Разработка составов, увеличивающих гидродинамическое сопротивление в пласте". Нефтяное дело, 1994, 3-4, с. 20-21).

Недостатками прототипа является низкая стабильность полученных эмульсий и высокая доля углеводородной фракции, повышающая общие затраты на проведение изоляционных работ. Стабильную эмульсию удалось получить в этом случае лишь при соотношении вода:гексан не более, чем 1:1, при насыщении воды СаС1₂ до плотности 1,24 г/см и при содержании эмульгирующих и гидрофобизирующих добавок до 10% от объема дисперсионной фазы. Большая доля углеводородной фазы и эмульгатора в данном составе увеличивает стоимость обработки скважины. Кроме того, применение гексана в качестве дисперсионной фазы ограничено вследствие его высокой цены и повышенной (по сравнению с нефть) пожаровзрывоопасностью.

Указанные недостатки преодолены в представленном изобретении. Положительный эффект достигается тем, что в качестве эмульгирующей добавки используется порошковый эмульгатор - высокодисперсный аморфный кремнезем с химически модифицированной поверхностью с целью придания твердым частицам свойств неионогенных ПАВ.

Техническим результатом при использовании настоящего изобретения является получение стойкой инвертной эмульсии на пресной или минерализованной воде с соотношением воды и углеводородной фазы от 1/1 до 6/1 на основе твердых высокодисперсных эмульгаторов - химически модифицированных аморфных кремнеземов, обладающих (по сравнению с прототипом):

повышенной седиментационной и термической стабильностью состава во времени;

способностью адсорбироваться пористой средой коллектора и тем самым увеличивать продолжительность изоляции водопритока;

расширенным диапазоном регулирования вязкости эмульсионно-суспензионной системы.

В качестве углеводородной фазы можно использовать нефть или ее фракции - дизельное топливо, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), керосин, гексан и другие.

Поставленная задача достигается тем, что способ селективного ограничения водопритоков и выравнивания фронта заводнения в эксплуатационных скважинах, включает в себя закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсии на основе минерализованной водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с добавкой эмульгаторов, в качестве эмульгатора используют химически модифицированный высокодисперсный кремнезем, обладающий свойствами твердых неионогенных поверхностно-активных веществ.

В качестве эмульгатора используют химически модифицированный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм с степенью гидрофобности 20-90% в количестве 0,3-3,5 мас.% от всего объема эмульсии.

В качестве углеводородной дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки.

Для повышения стабильности эмульсии в нее добавляют гидрофобизатор, представляющий собой химически модифицированный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм и со степенью гидрофобности 100%, в количестве 0,1-1,0 мас.% от всего объема эмульсии.

Соотношение дисперсная фаза/дисперсионная среда в эмульсии изменяется в пределах от 1/1 до 6/1.

В призабойную зону пласта закачивают от 0,5 до 8,0 м³ инвертной эмульсии на 1 м эффективной мощности пласта и продавливают ее пластовой водой.

Придание поверхности кремнезема свойств твердых неионогенных ПАВ заключается в частичном замещении гидроксильных (силанольных) групп на углеводородные радикалы. Применение порошкового эмульгатора с такой "дифильной" поверхностью позволило получить стойкие обратные эмульсии с соотношением фаз вода: углеводородная дисперсия от 1/1 до 6/1 соответственно. Размеры дискретных частиц химически модифицированных кремнеземов на 2-4 порядка меньше средних размеров поровых каналов, что позволяет обратной эмульсии под давлением глубоко проникать в пласт.

Концентрационные пределы состава и его количество подбирается в зависимости от вида осложнения в скважине, проницаемости и пористости пласта, дебита скважины и степени ее обводненности. Перед применением в скважине подбирается необходимый объем инвертной эмульсии, соотношение фаз, количество эмульгатора и стабилизатора эмульсии. Отдельно готовится водный раствор необходимой плотности и углеводородная фаза с необходимым количеством порошкового эмульгатора и стабилизатора. Далее обе фазы тщательно перемешиваются до получения однородной эмульсии и закачиваются в пласт. 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 (мас. %). Инвертная эмульсия готовилась на основе нефти (девонская нефть Ромашкинского м/р, пласт Д1, вязкость - 2,1 мПас) и минерализованной воды, в качестве порошкового эмульгатора использовался кремнезем, химически модифицированный по методу (А.В.Смирнов, В.А.Котельников. Пат. РФ 2089499, 1997) со степенью гидрофобности 40%. В колбу, снабженную якорной мешалкой с частотой вращения 10³ об/мин, помещают 48,5 дегазированной нефти с плотностью 0,86 г/см³ и при интенсивном перемешивании добавляют 0,8% эмульгатора и 0,2% стабилизатора. После 5 мин перемешивания в колбу с помощью бюретки постепенно в течение 5 мин добавляют 48,5 воды с плотностью 1,17 г/см³, минерализованной СаС1₂. Перемешивание продолжают еще 10 мин. По окончании диспергирования образовавшуюся эмульсию выдерживают в течение 24 ч для разгазирования и стабилизации агрегативных процессов. Пластическая вязкость полученной инвертной эмульсии составила 938 мПас, динамическое напряжение сдвига - 490 gПа.

Вязкость полученной эмульсии, измеренная на приборе "Реотест-2" при температуре 20^oС, представлена на чертеже, где приведены также значения вязкости эмульсионного раствора в зависимости от фазового соотношения вода: нефть. Как видно из приведенных данных, при изменении содержания воды в эмульсии от 50% до 80% вязкость инвертной эмульсии увеличилась от 0,6 до 5,8 Пас, т.е. почти в 10 раз. При дальнейшем увеличении содержания воды вязкость эмульсии растет, она приобретает консистенцию вазелина и утрачивает текучесть.

Вследствие тиксотропных свойств вязкость полученных эмульсий увеличивается в 5-10 раз после суточной выдержки. Добавление соли СаСl₂ в водную фазу увеличивает стойкость эмульсии. Обратные эмульсии, приготовленные с раствором CaCl₂ плотностью 1,17 г/см³, оказались стабильными в течение года.

Пример 2. Отдельно приготовленные по рецептуре примера 1 углеводородная дисперсионная фаза, содержащая эмульгатор и стабилизатор, и водный раствор CaCl₂ загружают в колбу и после 15 мин интенсивного перемешивания образуется эмульсионно-суспензионная система, которая по своим показателям практически не отличается от полученной в примере 1: пластическая вязкость 920 мПас, динамическое напряжение сдвига 478 gПа.

Полученные данные свидетельствуют о высокой эмульгирующей способности используемого ХМК, не зависящей от порядка ввода фаз. Это значительно упрощает приготовление инвертной эмульсионно-суспензионной системы непосредственно на нефтепромысле.

Примеры 3-11. Инвертная эмульсия готовилась на основе дизельного топлива и воды с дифильным порошковым эмульгатором -аэросилом, модифицированным до 50%-ной степени гидрофобности. В отдельных случаях в состав добавлялся гидрофобизатор - химически модифицированный аэросил со степенью гидрофобности 99,6%. В колбе, снабженной якорной мешалкой, смесь размешивалась до получения однородной массы. Перемешиваемая смесь через 10-15 мин загустевала, после этого перемешивание проводилось еще 15 мин. По окончании диспергирования эмульсию выдерживали 24 часа для разгазирования и стабилизации агрегативных процессов, после чего определялась вязкость, термо- и седиментационная стабильность. Ниже в таблице приведены данные по максимальной вязкости (после 24-часовой выдержи) получаемых инвертных эмульсий в зависимости от соотношения фаз. Для приготовления эмульсии использовалась вода, минерализованная СаСl₂, с плотностью 1,17 г/см³, и дизельное топливо.

Приведенные в таблице данные показывают, что:

вязкость эмульсии быстро растет с содержанием дисперсной фазы;

вязкость эмульсии изменяется незначительно при увеличении содержания эмульгатора;

оптимальная концентрация эмульгатора для дисперсионной среды дизельное топливо - 0,5-1,5 мас.% от всего объема эмульсии.

Кроме этого исследования показали, что на структурирование, стойкость и вязкость эмульсии существенно влияет тип углеводородной фазы, вязкость и содержание в ней природных или добавленных ПАВ. Замена пресной воды на пластовую или добавление солей в водную фазу (особенно, CaCl₂) повышает стабильность эмульсий.

Пример 12. Обработка инвертной водонефтяной эмульсией добывающей скважины 15848 НГДУ "Джалильнефть" АО "Татнефть" с исходной обводненностью 98,4% и дебитом нефти 0,3 т/сут с целью ограничения водопритока и увеличения добычи нефти производилась в следующем порядке:

установка пакера над зоной закачки эмульсии, обвязка устья скважины с насосным агрегатом, опрессовка нагнетательной линии;

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

подготовка углеводородной фазы с твердым эмульгатором в агрегате ЦА-320;

приготовление инвертной эмульсии в агрегате ЦА-320 с применением диспергатора при соотношении фаз пластовая вода:нефть 3:1;

закачка 12 м³ эмульсии и продавка ее в пласт нефтью;

остановка скважины на реагирование в течение суток;

подъем пакера, запуск скважины в работу.

Эмульсию готовили на высоковязкой нефти (карбон) в следующем соотношении ингредиентов: нефть - 1 часть (мас.), нефтяной дистиллят (для уменьшения вязкости) - 0,4 части, пластовая вода с плотностью 1,07 г/см³ - 3 части, эмульгатор (модифицированный кремнезем со степенью гидрофобности 60%) - 0,5 мас.% от всего объема эмульсии.

После обработки призабойной зоны пласта инвертной эмульсией дебит скважины по нефти увеличился с 0,3 до 4,3 т/сут, а процент воды уменьшился с 98,4 до 45,4%. При этом дебит жидкости также снизился с 18,2 до 9,1 м³сут.

Пример 13. Скважина 5353 НГДУ "Джалильнефть" с исходным дебитом жидкости 259 м³сут, обводненностью 97,0% и дебитом жидкости 9,5 т/сут была обработана 24 м³ инвертной суспензией с соотношением фаз пластовая вода/нефть 3/1 с концентрацией эмульгатора (химически модифицированного кремнезема с 40%-ным замещением силанольных групп на метильные радикалы) 0,8 мас.% ко всему объему эмульсии. После обработки призабойной зоны пласта скважина вышла на следующий режим: дебит нефти составил 14,7 т/сут, содержание воды в жидкости - 88,5%. При этом дебит жидкости уменьшился более чем в 2 раза и составил 113,3 т/сут. После обработки скважина более 7 месяцев работает в устойчивом режиме.

Приведенные данные показывают, что использование порошкового эмульгатора, обладающего свойствами твердого неионогенного ПАВ, позволяет получить седиментационно устойчивые, термостабильные инвертные эмульсионно-суспензионные системы.

К преимуществам твердых ПАВ, по сравнению с жидкими, относятся:

большая продолжительность тампонирующего действия эмульсии, по сравнению с эмульсиями на основе жидких ПАВ;

меньшая стоимость обработки вследствие меньшего расхода углеводородной фазы и эмульгатора.