гидрофобный агент для обработки призабойной зоны пласта

Формула изобретения

Применение раствора сополимера этилена и винилацетата общей формулы [-СН₂-СН₂-С(СН₃СОО)Н-СН ₂-]_n, где n=7000-10000, в углеводородном растворителе в качестве гидрофобного агента для обработки призабойной зоны пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны скважины.

В настоящее время многие месторождения находятся на поздней стадии выработки. Разработка месторождений с использованием искусственного или естественного активного водонапорного режима на этой стадии сопровождается добычей большого объема попутной пластовой воды. Перекачка, промысловая подготовка и утилизация этой воды требует значительных материальных затрат и повышает экологическую нагрузку в регионе нефтегазодобычи. Это предопределяет важность решения проблемы ограничения добычи попутной воды. Одним из путей ее решения является качественное проведение водоизоляционных работ на скважинах.

Известно применение в качестве гидрофобного агента водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 2% мас. /патент РФ №2105142, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубл. 20.02.98/.

Его использование позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности добываемой продукции (на 5-10%).

Недостатками использования указанного агента являются относительно невысокая эффективность по увеличению дебита добывающих скважин и незначительное снижение обводненности добываемой продукции.

Известно использование для интенсификации добычи нефти в качестве гидрофобного водоотталкивающего порошка гидрофобного дисперсного материала на основе диоксида кремния или оксида металла, поверхность которых активирована карбонатами щелочных металлов, химически модифицированных элементоорганическим соединением общей формулы Cl_4-nSiR_n, где n=1-3, R=Н, метил-, этил-, Cl-метил-, фенил-, с последующей дополнительной обработкой соединением, выбранным из группы, включающей тетраметоксисилан, тетраэтоксисилан, олигомер полиметил(этил)силоксана, полиметилсилазан в количестве 0,5-1,0 мас.% /патент РФ №2089499, МПК 6 С 01 В 33/18, С 09 С 1/281, 3/12, опубл. 10.09.97/.

Для обработки призабойной зоны нефтяной скважины гидрофобный порошок используют в виде суспензии в органическом растворителе в расчете на погонный метр эффективной зоны мощности пласта.

Наиболее эффективно применение известных гидрофобных порошков в углеводородных растворителях с концентрацией не менее 0,5-2%, понижение концентрации может привести к обводнению забоя добывающих скважин.

В период длительной эксплуатации неизбежно снижение концентрации гидрофобного порошка на поверхности коллектора за счет его десорбции и выноса из призабойной зоны пласта (ПЗП). Это отрицательно отражается на длительности действия гидрофобного агента, и, кроме того, при понижении его концентрации происходит инверсия смачивания, то есть поверхность раздела фаз становится гидрофильной, и возникает опасность прорыва пластовой воды к забою нефтяной скважины, что приведет к неблагоприятным последствиям (увеличение добычи попутно добываемой воды). Кроме того, это сокращает срок межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин.

Недостатками известных гидрофобных агентов является также и то, что закачивание их при повышенных концентрациях часто ведет к тампонажу порового пространства призабойной зоны пласта вследствие сопоставимости размеров пор с размерами частиц суспензии гидрофобного порошка, что ограничивает их применение в низкопроницаемых коллекторах. Кроме того, суспензия является нестабильной системой и готовиться непосредственно перед закачкой, что требует дополнительного оборудования. Технология приготовления растворов из высокодисперсных гидрофобных порошков оксидов кремния и оксидов металлов требуют особых условий работы (респираторы). Модифицированные оксиды являются очень дорогостоящими компонентами, и использовать их при обработке скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии выработки, нерентабельно.

Задачей предлагаемого изобретения является расширение арсенала дешевых гидрофобных реагентов с повышенными адгезионными свойствами, интенсификация нефтеизвлечения за счет увеличения глубины их проникновения в пласт (увеличение эффективного радиуса обработки ПЗП) при использовании истинного раствора вместо малостабильных суспензий гидрофобных порошков; исключение эффекта инверсии смачивания при падении концентраций гидрофобного агента, связанного с десорбцией его с поверхности породы в процессе эксплуатации скважины и, следовательно, увеличение срока межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин; повышение экологичности разработки нефтяных пластов; упрощение приготовления растворов гидрофобных агентов; удешевление процесса добычи нефти.

Поставленная задача решается применением раствора сополимера этилена и винилацетата общей формулы [-СН₂-СН₂-С(СН₃ СОО)Н-СН₂-]n, где n=7000-10000, в углеводородном растворителе в качестве гидрофобного агента для обработки призабойной зоны пласта.

В таблице 1 - оценка гидрофобизирующего действия составов в зависимости от концентрации его в органическом растворителе, в таблице 2 - изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке 0,1% СЭВА в органическом растворителе с различной степенью полимеризации n.

Предлагаемый в качестве гидрофобного агента сополимер этилена и винилацетата (СЭВА) может быть любых марок. Использование его для добычи нефти неизвестно. СЭВА представляет собой высокомолекулярное соединение, относящееся к полиолефинам. Он обладает повышенной адгезией к различным материалам. Его используют для изготовления выдувных изделий, шлангов, прокладок, игрушек. Из него получают атмосферостойкие, прозрачные пленки. Высокие адгезионные свойства СЭВА и хорошая совместимость с восками дает возможность использовать его в качестве покрытия бумаги, металла, при производстве тары. Клеи-расплавы на их основе не содержат растворителей. Их широко применяют в полиграфической, мебельной, обувной и других отраслях промышленности.

Используют предлагаемый гидрофобный агент, как обычно, в виде раствора в углеводородном растворителе.

О действии капиллярных сил и степени адсорбции можно судить по поднятию воды в капилляре. Для того чтобы учесть эффективность адсорбции в поровых каналах, которые имеют свои особенности, необходимо использовать капилляры, заполненные кварцевым песком.

Методика оценки гидрофобизирующего действия по поднятию воды в капилляре. Готовым раствором гидрофобного агента в углеводородном растворителе пропитывают активированный и неактивированный кварцевый песок диаметром 0,14-0,25 мкм, активированный песок - гидрофильный (обработанный НСl) и неактивированный песок (не обработанный НСl, частично гидрофобный). Сушат в сушильном шкафу в течение двадцати четырех часов или до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают через воронку в трубки высотой 16 см. Уплотняют лабораторным встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Набитые трубки с активированным и неактивированным песком, обработанным исследуемыми растворами, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя высоту подъема воды в капилляре через каждые 10 минут. Полученные результаты обрабатывают и строят графики динамики смачивания и диаграммы эффекта.

Пример 1. По приведенной методике готовым раствором СЭВА (2%) в дизельной фракции (дизельное топливо ДТ) пропитывают кварцевый песок (активированный и неактивированный) диаметром 0,14-0,25 мкм. Сушат в течение двадцати четырех часов или в сушильном шкафу до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают в трубки высотой 16 см с башмачком через воронку. Уплотняют лабораторньм встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Трубки, набитые активированным и неактивированным песком, обработанным раствором СЭВА (2%) в ДТ, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя результаты через каждые 10 минут. Полученные результаты обрабатывают и строят графики динамики смачивания и диаграммы эффекта.

Аналогично были проведены другие эксперименты, результаты которых приведены в таблице 1.

Однако при переходе к промышленным испытаниям необходимо дополнительно учитывать сложные геолого-физические условия: неоднородность участков с различной степенью нефтенасыщенности и обводненности, степень десорбции гидрофобизатора с породы, факт низкой концентрации и возможное гидрофилизирующее его поведение, которое может привести к прорыву пластовой воды. Поэтому был проведен ряд экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости по воде и нефти до и после обработки составом на моделях пласта с различными фильтрационными характеристиками, различной водо- и нефтенасыщенностью. Оценивали также степень десорбции гидрофобизатора с поверхности породы в ходе фильтрации нефти и воды. После чего был произведен расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки гидрофобным агентом, рассчитана степень (кратность) ее увеличения для нефти и уменьшения для воды.

Пример 2. В моделях пласта в качестве пористой среды использовали среднезернистый кварцевый песок (0,140-0,315 мм). В качестве "сухого" песка выступал прокаленный кварцевый песок; "начально водонасыщенного" - "сухой" песок, через который был профильтрован один поровый объем воды; "начально нефтенасыщенного" - "начально водонасыщенный" песок, через который был профильтрован один поровый объем нефти; "остаточно нефтенасыщенного" - "начально нефтенасыщенный" песок, через который был профильтрован объем воды, необходимый для достижения полной обводненности выходящей из модели пласта жидкости.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта замеряют время прохождения каждых 20 мл (1 поровый объем) воды или нефти через пласт. Эксперимент проводят при остаточном давлении 0,01 атм (8 мм рт. ст.). Вакуумирование прекращают после выравнивания границы раздела фаз жидкость-воздух с границей раздела фаз жидкость-порода.

Аналогичный эксперимент был проведен на моделях пласта после обработки заявляемым реагентом.

Расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки гидрофобным агентом производится по закону Дарси.

Из полученных данных видно (таблица 2), что в общем случае для всех моделей пласта наблюдается снижение фазовой проницаемости по воде (до 11 раз) и существенное повышение фазовой проницаемости по нефти (до 9 раз).

Необходимо также отметить, что прокачка 30 поровых объемов воды, в лабораторных условиях соответствующая полному отмыву нефтенасыщенной модели пласта водой, не приводит к десорбции гидрофобного агента с поверхности породы, об этом можно судить по постоянной скорости фильтрации воды через модель пласта.

Результаты экспериментов, приведенные в таблицах, свидетельствуют, что гидрофобный агент эффективно увеличивает проницаемость интервалов с начальной нефтенасыщенностью и при этом продуктивность высокопроницаемых интервалов с остаточной нефтенасыщенностью восстанавливается до первоначальной. Последнее важно для доизвлечения остаточной нефти, которая отмывается и транспортируется потоком воды, причем тем эффективнее, чем больше скорость фильтрации в призабойной зоне скважины.

Применение заявляемого агента позволяет увеличить проницаемость по нефти в 2-8,75 раз и понизить фазовую проницаемость по воде в 11 раз (см. таблицу 2). Кроме того, сочетание известных адгезионных свойств СЭВА и гидрофобного эффекта позволяют снизить коррозию нефтепромыслового оборудования.

Известный гидрофобный порошок в углеводороде в таких же условиях приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых интервалов, что затрудняет их эффективную разработку и может привести к снижению конечной нефтеотдачи.

Предлагаемый гидрофобный агент дешевле кремнийорганических гидрофобных порошков примерно в 20 раз. Использование его рационально в концентрациях 0,05-2%.

Таблица 1 Оценка действия гидрофобного агента в зависимости от концентрации его в органическом растворителе.
Модели капилляров, заполненных песком, обработанным следующими составами:	Высота поднятия воды в капилляре в зависимости от концентрации агента, на активированном кварцевом песке, см.	Высота поднятия воды в капилляре в зависимости от концентрации, на неактивированном кварцевом песке, см.
	2%	1%	0,5%	0,1%	0,05%	2%	1%	0,5%	0,1%	0,05%
СЭВА в орг. раств. n*=10000	0	0,5	0,5	1	1,5	0	1	1,2	1,5	1,7
СЭВА в орг. раств. n*=9000	0	0,4	0,8	1,2	1,3	0	1	1,4	1,6	1,9
СЭВА в орг. раств. n*=7000	0	0,6	1	1,4	1,7	0	1,2	1,5	1,7	2,0
ГФП**	в ДТ***	0	0,8	5	6,5	8	0	0,5	2	4	6
	в бензине	0	1	6	7	9	1,75	2,5	3	10,25	14
Контрольный опыт (необработанный песок)	16	9
Бензин	4	9
ДТ	2,5	4
*-степень полимеризации, **-гидрофобный порошок, ***-дизельное топливо.

Таблица 2 Изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке 0,1% СЭВА в органическом растворителе с различной степенью полимеризации n.
Модель пласта	Кратность уменьшения проницаемости по воде, раз Кв2/Кв1	Кратность увеличения проницаемости по нефти, раз Кн2 /Кн1
	n=10000	n=9000	n=7000	n=10000	n=9000	n=7000
Сухой песок	6,333	5,457	5,065	8,750	8,210	5,009
Начально водонасыщенный	11,000	9,000	8,545	1,875	2,025	1,532
Начально нефтенасыщенный	0,155	0,275	0,089	4,900	4,130	2,789
Остаточно нефтенасыщенный	0,570	0,438	0,356	2,343	1,987	1,346
Кв1 - коэффициент фазовой проницаемости по воде до обработки, Кв2- коэффициент фазовой проницаемости по воде после обработки, Кн1- коэффициент фазовой проницаемости по нефти до обработки, Кн2 - коэффициент фазовой проницаемости по нефти после обработки.