способ стабилизации газового потока в водоносных месторождениях природного газа и подземных газохранилищах

Формула изобретения

1. Способ стабилизации газового потока в водоносных газодобывающих скважинах и скважинах подземных газохранилищ, где на каждые 1000 м³ Vn добываемого газа приходится по меньшей мере 50 л воды, в котором в водоносную породу закачивают дисперсию, содержащую в своем составе следующие компоненты: А) кремнийорганическое соединение в качестве дисперсного ингредиентиа, Б) гидрофильный, смешивающийся с водой диспергатор и необязательно В) вспомогательный диспергатор.

2. Способ по п.1, в котором в качестве кремнийорганического соединения (А) используют органополисилоксан, состоящий из структурных звеньев общих формул (I)-(VII)

R₃SiO_1/2 - (I)

R₂SiO - (II)

RSiO_3/2 - (III)

SiO_4/2 - (IV)

R₂(R"O)SiO_1/2 - (V)

R(R"O)SiO - (VI)

R"OSiO_3/2 - (VII)

где R представляет собой одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1 - 18 атомами углерода, R" представляет собой одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1 - 30 атомами углерода и атомы водорода.

3. Способ по пп.1 и 2, в котором в качестве кремнийорганического соединения (А) используют органосилан, содержащий в своем составе вышеуказанные остатки R и OR".

4. Способ по пп. 1 - 3, в котором гидрофильный, смешивающийся с водой диспергатор (Б) выбирают из группы, включающей алифатические одноатомные спирты, гликоли, простые эфиры, диметилформамид и воду.

5. Способ по пп.1 - 4, в котором в качестве вспомогательного диспергатора (В) используют сульфонаты, щелочнометаллические и аммониевые соли карбоновых кислот, простые алкилполигликолевые эфиры, простые алкиларилполигликолевые эфиры или четвертичные алкил- и алкилбензиламмониевые соли.

6. Способ по пп.1 - 5, в котором на каждые 100 мас.ч. кремнийорганического соединения (А) применяют 5 - 150 мас.ч. вспомогательного диспергатора (В).

7. Способ по пп.1 - 6, в котором дисперсию закачивают через пробуренную скважину в водоносную породу, а избыточную дисперсию распределяют в окрестностях скважины продавкой газа.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к способу стабилизации газового потока, обеспечивающему непрерывность его поступления к водоносным добывающим скважинам или скважинам подземных газохранилищ.

Месторождения и хранилища природного газа встречаются в естественных подземных полостях горных пород, а газохранилища - также и в специально созданных для этих целей полостях. Указанные горные породы по их происхождению являются либо осадочными породами, либо эвапоритами. Эти породы никогда не бывают сухими и большей частью сообщаются с пластовыми водами, в частности даже с обширными водоносными пластами. Вода поэтому в виде солевых растворов появляется как при бурении скважины, так и при цементировании обсадной колонны и в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Изолирование водоносных зон при бурении и цементировании и блокирование притока воды в добывающих скважинах необходимы по экономическим соображениям, поскольку лишь в этом случае будет обеспечена возможность технического проведения буровых работ, соответственно удастся избежать или по меньшей мере снизить значительные расходы, связанные с устранением "добываемой" воды.

Особый случай представляют собой газовые месторождения или газохранилища, в которых пластовое давление уже упало до уровня, существенно более низкого по сравнению с гидростатическим давлением. Пластовая вода может проникнуть в скважину только в том случае, когда водонасыщение в окрестностях скважины достаточно велико, чтобы обеспечить непрерывность потока, а водная фаза обладает достаточной энергией расширения и/или увлекается газом. В результате более высокого водонасыщения в поровом пространстве возрастают потери давления при истечении газовой фазы, а динамическое давление на забое падает, причем водяной столб в скважине может возрастать. Когда динамическое давление в скважине становится уже недостаточным, наступает фаза добычи газа в прерывистом режиме с уменьшенными притоками.

В различных вариантах осуществления способа для тампонажа притоков воды в скважинах и при цементировании применяют, как правило, закупоривающие вещества, такие как цементы, способные к набуханию глины, эпоксидные смолы с волокнистыми добавками, прежде всего в трещиноватых породах, гели, суспензии с соответствующими добавками и высокодисперсный диоксид кремния. На уменьшение притока воды в газодобывающих скважинах можно воздействовать двумя методами, а именно путем избирательной блокировки и закупорки.

Для закупорки притоков воды последние необходимо ограничивать с целью избежать повреждения остальных продуктивных зон породы. Закупоривающее действие могут оказывать гели из полимерных растворов полиакриламида, сополимеров и биополимеров, а в некоторых случаях могут применяться также силикагели. Желатинирование полимерного раствора осуществляют путем примешивания либо дополнительного введения сшивающих субстанций. Другая возможность достичь закупоривающий эффект состоит в осаждении неорганических солей или органических полимеров из водных либо неводных растворителей.

Для избирательной блокировки притоков воды по всей толщине углеводородоносных слоев не требуется каких-либо особых мер по выбору мест доступа воды. Избирательная блокировка проводится по двум вариантам способа, а именно путем адсорбции гидрофильных полимеров либо путем гидрофобизации поверхностей породы.

Гидрофильные адсорбционные слои способствуют повышению фильтрационного гидравлического сопротивления для поступающей воды, часто усиливающегося в результате набухания адсорбционного слоя. Для углеводородной же фазы проницаемость существенно не снижается. При гидрофобизации поверхностное натяжение на границе раздела фаз оказывает на проникающую воду частично блокирующее действие в форме капиллярного противодавления.

Для избирательной блокировки в большинстве случаев применяют высокомолекулярные полимеры на основе полиакриламида (в том числе и в катионной форме), сополимеры, тройные полимеры и биополимеры. Для гидрофобизации поверхностей породы были апробированы среди прочих также силаны. Так, например, в SU 1315602 (Dervent Abstract) описано применение смеси из тетрабутоксититана с незначительной долей тетрабутоксисилана или тетраэтоксисилана, предназначенной для закупорки скважин от прорыва воды. Но поскольку эти активные вещества обладают низкой температурой воспламенения, необходимо предусмотреть дорогостоящие меры по технике безопасности. В SU 1838587 (Dervent Abstract) описано применение этилсиликатов для тампонирования нефтяных и газовых скважин от проникновения воды. Однако в обоих указанных случаях имеет место также весьма существенное снижение газопроницаемости.

Фильтрационное гидравлическое сопротивление должно быть достаточно высоким, чтобы препятствовать доступу воды в добывающую скважину. Однако фильтрационное гидравлическое сопротивление нельзя повышать до произвольного уровня по той причине, что закачиваемая в целях блокировки жидкость должна для достижения блокирующего эффекта распределяться в породе, а газ после этого должен свободно протекать по своим путям, вытесняя избыточную, не адсорбированную жидкость. Фильтрационное гидравлическое сопротивление не должно быть слишком высоким прежде всего в породах с малой проницаемостью, поскольку в противном случае невозможна закачка жидкости для обработки и газ не сможет проникать через обработанное кольцевое пространство скважины.

С учетом вышеизложенного в основу настоящего изобретения была положена задача разработать средство, которое обладало бы способностью адсорбироваться на поверхности горных пород, равномерно распределяться в породах и с низкой проницаемостью, обеспечивать устойчивое фильтрационное гидравлическое сопротивление для воды и которое в то же время не препятствовало бы доступу газа за счет вытеснения остаточной, используемой для обработки жидкости, а в оптимальном случае даже снижало бы сопротивление трения для газа и обеспечивало бы таким образом надежный стабильный процесс добычи газа.

Изобретение относится к способу стабилизации потока газа в водоносных газодобывающих скважинах и скважинах подземных газохранилищ, где на каждые 1000 м³ (объем при нормальных условиях) добываемого природного газа приходится по меньшей мере 50 л воды, в котором в водоносную горную породу закачивают дисперсию, содержащую в своем составе следующие компоненты:

А) кремнийорганическое соединение в качестве дисперсного ингредиента,

Б) гидрофильный смешивающийся с водой диспергатор, необязательно по меньшей мере

В) еще один вспомогательный диспергатор.

Предпочтительно закачивать указанную дисперсию в водоносную породу через пробуренную скважину. При этом кремнийорганическое соединение (А) адсорбируется на поверхности породы. Избыточную дисперсию предпочтительно распределяют в окрестностях скважины продавкой газа. В качестве такого газа в этих целях можно использовать, например, воздух, азот или предпочтительно природный газ. Дисперсия обладает способностью к равномерному распределению в породе газосодержащих месторождений и химической инертностью по отношению к породам данного месторождения, к природному газу и к технологическому оборудованию.

В результате избирательной адсорбции кремнийорганического соединения (А) и необязательно вспомогательного диспергатора (В) на поверхности породы закаченная в поровое пространство дисперсия претерпевает определенные изменения. Фильтрационное гидравлическое сопротивление в породе для воды в значительной степени возрастает, тогда как это сопротивление для газа снижается. Приток воды вследствие этого уменьшается, и тем самым обеспечиваются более благоприятные условия для притока газа. Газ в принципе не растворяется в кремнийорганическом соединении (А) и в необязательном вспомогательном диспергаторе (В) и, если избыточная дисперсия не перекрывает его проточные пути, он может практически беспрепятственно поступать к эксплуатационной скважине. Благодаря поверхностно-выравнивающему действию адсорбционного слоя давление трения для закаченного и добытого газа снижается. Следствием этого является повышение дебита скважины по природному газу.

Благодаря тому что избыточная дисперсия, соответственно продукты ее разложения вытесняются газом в окрестности скважины, не возникает никаких проблем при задействовании добывающей скважины, связанных с высоким уровнем водонасыщения породы в окрестностях последней.

Кремнийорганическое соединение (А) обладает особенно высокой термостойкостью, что является важным фактором, учитывая преобладающие часто в месторождениях температуры порядка 70^oC и даже существенно превышающие их. Фильтрационное гидравлическое сопротивление для воды в породе остается на высоком уровне и блокировка воды сохраняется в течение продолжительного периода времени.

В случае высокоскоростного притока воды в породе месторождений содержание воды на каждые 1000 м³ добываемого газа достигает по меньшей мере 50 л. Предлагаемый в изобретении способ особенно пригоден при эксплуатации газодобывающих скважин и скважин подземных газохранилищ, где на каждые 1000 м³ добываемого газа приходится по меньшей мере 100 л воды, прежде всего по меньшей мере 500 л воды.

Кремнийорганическое соединение (А) представляет собой предпочтительно органополисилоксан. Этот органополисилоксан (А) состоит предпочтительно из структурных звеньев общих формул (I)- (VII)

R₃SiO_1/2 - (I),

R₂SiO - (II),

RSiO _3/2 - (III),

SiO_4/2 - (VI),

R₂(R"O)SiO_1/2 - (V),

R(R"O)SiO - (VI),

R"OSiO_3/2 - (VII),

где R представляет собой одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1-18 атомами углерода,

R" представляет собой одновалентные, необязательно замещенные атомами галогена, циано-, амино-, алкиламино-, четвертичными аммониевыми, меркапто-, эпокси-, ангидридными, карбоксилатными, сульфонатными, сульфатными, фосфонатными, изоцианатными или полиоксиалкиленовыми группами углеводородные остатки с 1-30 атомами углерода и атомы водорода.

Примерами углеводородных остатков R и R" являются алкильные остатки, такие как метил, этил, н-пропил, изопропил, н-бутил, изобутил, трет-бутил, н-пентил, изопентил, неопентил, трет-пентил; гексильные остатки, такие как н-гексил; гептильные остатки, такие как н-гептил; октильные остатки, такие как н-октил, и изооктильные остатки, такие как 2,2,4-триметилпентил; нонильные остатки, такие как н-нонил; децильные остатки такие как н-децил; додецильные остатки, такие, как н-додецил; октадецильные остатки, такие как н-октадецил; алкенильные остатки, такие как винил, аллил и 5-гексен-1-ил; циклоалкильные остатки, такие как циклопентил, циклогексил, циклогептил и метилциклогексил; арильные остатки, такие как фенил, нафтил, антрил и фенантрил; алкарильные остатки, такие как о-, м-, п-толил, ксилил и этилфенил; аралкильные остатки, такие как бензил, - и - фенилэтил.

В качестве замещенных остатков R и R" можно назвать, например, цианалкильные остатки, такие как - цианэтил, и галоидированные атомами фтора, хлора или брома углеводородные остатки, в частности галогеналкильные остатки, такие как 3,3,3-трифтор-н-пропил, 2,2,2,2",2",2"-гексафторизопропил, 8-гептафторизопропил, и галогенарильные остатки, такие как о-, м- и п-хлорфенил.

Предпочтительно по меньшей мере 90 мол.% остатков R являются метильными, этильными либо фенильными остатками и прежде всего метильными остатками.

Примерами замещенных полиоксиалкиленовыми группами остатков R и R" являются остатки общей формулы VIII

-R¹-[O(CR₂²)_c]_dOR³ (VIII)

в которой

R¹ представляет собой двухвалентный C₁-C₆алкиленовый остаток,

R² представляет собой атомы водорода или одновалентные C₁-C₆углеводородные остатки,

R³ представляют собой атомы водорода или одновалентные C₁-C₆углеводородные остатки, C₁-C₈ацильные остатки, этилэфирные остатки или силильные остатки,

c обозначает числа 0, 1, 2, 3, 4 или 5, предпочтительно 2 или 3 и

d обозначает целые числа от 1 до 100, предпочтительно от 1 до 10.

В качестве примеров двухвалентных остатков R¹ можно назвать насыщенные прямоцепные либо разветвленные или циклические алкиленовые остатки, такие как метилен и этилен, а также пропилен, бутилен, пентилен, гексилен, 2-метилпропилен, циклогексилен, или ненасыщенные алкиленовые остатки, такие как пропенилен или гексенилен.

Примерами одновалентных остатков R² и R³ являются таковые, указанные для R и R" в представленных выше примерах. Примерами ацильных остатков является ацетил, этилэфирных остатков - тетрагидропиранил и силильных остатков - триметилсилил.

Другими примерами замещенных полиоксиалкиленовыми группами остатков R и R" являются остатки общей формулы (IX)

(-C-[O(CR₂²)_c]_dOR²

HC-[O(CR₂²)_c]_dOR² (IX)

где R², с и d имеют значения, указанные выше для общей формулы (VIII).

Предпочтительно органополисилоксан (А) содержит в своем составе максимум 20 мол. % структурных звеньев общих формул (V)-(VII). Предпочтительно органополисилоксан (А) содержит в своем составе по меньшей мере 50 мас.%, прежде всего по меньшей мере 80 мас.% органополисилоксанов (А1), состоящих по меньшей мере на 90 мол. %, прежде всего на 95 мол.% из звеньев общей формулы (II). Предпочтительно далее, чтобы средняя вязкость органополисилоксана (А1) при 25^oC составляла от 5 до 2000000 мПас, прежде всего от 350 до 60000 мПас.

Предпочтительно органополисилоксан (А) содержит в своем составе по меньшей мере 2 мас. %, прежде всего по меньшей мере 5 мас.% и предпочтительно максимум 70 мас. % органополисилоксановых смол (А2), состоящих по меньшей мере на 90 мол.%, прежде всего на 95 мол.% из звеньев общих формул (I), (IV) и (V). Органополисилоксановые смолы (А2) могут быть, например, при комнатной температуре твердыми и содержать 0,25-1,25 звеньев общей формулы (I) на одно звено общей формулы (IV). В зависимости от особенностей их получения эти предпочтительные органополисилоксановые смолы (А2) могут содержать до в общей сложности 5 мас.% Si-связанных алкоксильных остатков или гидроксильных групп. Органополисилоксановые смолы (А2), как правило, не обладают способностью полностью смешиваться с полидиметилсилоксанами.

Хотя в общих формулах (I)-(III) это и не указано, часть остатков R может быть заменена на непосредственно связанные с атомами кремния атомы водорода. Однако такой вариант не относится к предпочтительным.

Пригодными для применения являются также сетчатые органополисилоксаны. Так, например, можно использовать водные силиконовые дисперсии, из которых после удаления воды получают соответствующий эластомер.

Предпочтительно в качестве кремнийорганического соединения можно применять также органосилан. В состав такого органосилана (А) входят предпочтительно указанные выше остатки R и OR". Предпочтительно органосилан (А) содержит по меньшей мере один остаток R. Предпочтительно органосилан (А) содержит в своем составе один или два остатка R и два или три остатка OR". Предпочтительно остатки OR" представляют собой C₁-C₆алкоксильные остатки, прежде всего C₂- либо C₃алкоксильные остатки. Предпочтительными остатками R являются необязательно замещенные амино- или алкиламиногруппами C₁-C₁₂алкильные остатки.

Пригодны для применения также кремнийорганические соединения, которые в диспергаторе (Б) без вспомогательного диспергатора (В) спонтанно образуют дисперсию (так называемые самодиспергирующиеся кремнийорганические соединения, прежде всего органополисилоксаны).

Касательно гидрофильного, смешивающегося с водой диспергатора (Б) следует отметить, что предпочтительно по меньшей мере 10 его мас. частей и прежде всего 50 мас. частей смешиваются со 100 мас. частями воды. В качестве гидрофильного, смешивающегося с водой диспергатора (Б) предпочтительно использовать полярные вещества, например алифатические одноатомные спирты, такие как метанол, этанол, н-пропанол и изопропанол, гликоли, простые эфиры, такие как диоксан и тетрагидрофуран, диметилформамид и прежде всего воду.

Пригодным для использования в качестве вспомогательного диспергатора (В) является целый ряд активных веществ, которые по соображениям целесообразности подразделяют на поверхностно-активные диспергаторы, такие как неионогенные, анионные, катионные и амфолитические, на частично поверхностно-активные диспергаторы, такие как высокомолекулярные вещества и природные продукты, а также на диспергаторы, обладающие большей частью низкой поверхностной активностью, такие как неорганические и специальные вспомогательные диспергаторы. Перечень таких диспергаторов и их свойств представлен в Ullmanns Encyklopadie der technischen Chemie, изд-во Verlag Chemie Weinheim, 4-е изд. 1975, т. 10, с. 449-473.

Вспомогательный диспергатор (В) предпочтительно выбирать из представленной ниже группы, включающей:

1. Алкилсульфаты, например, с длиной цепи 8-18 C-атомов, эфиры алкилсульфатов с 8-18 C-атомами в гидрофобном остатке и 1-40 этиленоксидными (ЭО), соответственно пропиленоксидными (ПО) звеньями.

2. Сульфонаты, например, алкилсульфонаты с 8-18 C-атомами, алкиларилсульфонаты с 8-18 C-атомами, эфиры и полуэфиры сульфоянтарной кислоты с одноатомными спиртами или алкилфенолами с 4-15 C-атомами; необязательно эти спирты или алкилфенолы также могут быть этоксилированы 1-40 ЭО-звеньями.

3. Щелочнометаллические и аммониевые соли карбоновых кислот и поли(алкиленгликолевые) эфиры карбоновых кислот с 8-20 C-атомами в алкильном, арильном, алкарильном или аралкильном остатке и 1-40 ЭО- соответственно ПО-звеньями.

4. Частичные эфиры фосфорной кислоты и их щелочнометаллические и аммониевые соли, например, алкил- и алкарилфосфаты с 8-20 C-атомами в органическом остатке, эфиры алкилфосфатов, соответственно алкарилфосфатов с 8-20 C-атомами в алкильном, соответственно алкарильном остатке и 1-40 ЭО-звеньями.

5. Алкилполигликолевые эфиры, предпочтительно таковые с 2-40 ЭО-звеньями и алкильными остатками с 4-20 C-атомами.

6. Алкиларилполигликолевые эфиры с 2-40 ЭО-звеньями и 8-20 C-атомами в алкильных и арильных остатках.

7. Блок-сополимеры этиленоксида и пропиленоксида с 8-40 ЭО-, соответственно ПО-звеньями.

8. Полигликолевые эфиры жирных кислот с 6-24 C-атомами и 2-40 ЭО-звеньями.

9. Эфиры жирных кислот и глицерина, сорбит и пентаэритрит.

10. Алкилполигликозиды общей формулы R""-O-Z_о, где R"" обозначает линейный либо разветвленный, насыщенный либо ненасыщенный алкильный остаток с в среднем 8-24 C-атомами, a Z_о представляет собой олигогликозидный остаток, где о обозначает в среднем 1-10 гексозных или пентозных звеньев либо их смесей.

11. Линейные органополисилоксаны, содержащие полярные группы, с алкоксильными группами и C-атомами числом до 24 и/или ЭО- и/или ПО-группами в количестве до 40.

12. Соли первичных, вторичных и третичных жирных аминов с 8-24 C- атомами с уксусной кислотой, серной кислотой, соляной кислотой и фосфорными кислотами.

13. Четвертичные алкил- и алкилбензиламмониевые соли, алкильные группы которых имеют 1-24 C-атома, прежде всего галогениды, сульфаты, фосфаты, ацетаты и гидроксиды.

14. Алкилпиридиниевые, алкилимидазолиниевые и алкилоксазолиниевые соли, алкильная цепь которых имеет до 18 C-атомов, предпочтительно в виде их галогенидов, сульфатов, фосфатов и ацетатов.

15. Высокомолекулярные вещества, такие как полимеры, например, поливиниловый спирт, и смешанные полимеры, такие как полимеры винилацетата и этилена.

16. Природные вещества и их модифицированные продукты, такие, как полисахариды или целлюлоза и производные целлюлозы, например, простой эфир целлюлозы.

Как указывалось выше, может применяться вспомогательный диспергатор, равно как и смеси нескольких таких диспергаторов. К особенно предпочтительным вспомогательным диспергаторам относятся указанные выше в разделах 1, 2, 3, 5, 6, 7 и 8, 12, 13, 15, 16, прежде всего указанные в разделах 2, 3, 5, 6 и 13.

Предпочтительно на 100 мас. частей кремнийорганических соединений (А) применяют от 2,5 до 250, предпочтительно от 5 до 150 и прежде всего от 10 до 70 мас. частей вспомогательного диспергатора (В).

В качестве добавок (Г) в состав дисперсии могут входить наполнители, фунгициды, бактерициды, альгициды, биоциды, ароматизаторы, ингибиторы коррозии, природные масла, загустители, смачиватели, сотензиды (соПАВ) и органические растворители.

В зависимости от особенностей получения дисперсия может содержать некоторые количества органических растворителей. Прежде всего при получении органополисилоксановых смол часто используют органические растворители или масла природного происхождения. В случае, если дисперсия содержит в своем составе органические растворители, доля последних составляет предпочтительно максимум 50 мас. частей, прежде всего 5-20 мас. частей в пересчете на 100 мас. частей кремнийорганических соединений (А).

Доля наполнителя составляет предпочтительно до 20 мас. частей, прежде всего 2-8 мас. частей на 100 мас. частей кремнийорганических соединений (А).

Технология получения дисперсий известна специалисту в данной области техники и поэтому нет необходимости в более подробных пояснениях.

Суммарное количество компонентов в готовой для применения дисперсии, т. е. кремнийорганических соединений (А), диспергаторов (Б), вспомогательного диспергатора (В) и необязательно вводимых добавок (Г), составляет предпочтительно от 0,01 до 25, особенно предпочтительно от 0,05 до 10 и прежде всего от 0,1 до 2 мас.% в пересчете на массу применяемой дисперсии.

Средний размер частиц в дисперсии составляет предпочтительно максимум 1000 мкм, прежде всего от 5 нм до 250 мкм.

Состав, размер частиц и концентрация дисперсий могут определяться преобладающими в месторождениях типами горных пород и такими условиями, как температура и содержание солей, что обеспечивает возможность их закачки даже в экстремальных условиях. Крупность частиц предпочтительно выбирать таким образом, чтобы из размер был меньше размера пор, т.е. с целью предотвратить забивку пор. Благодаря высокому содержанию компонентов в дисперсии - кремнийорганических соединений (А), диспергатора (Б), вспомогательного диспергатора (В) и необязательно вводимых добавок (Г) - количество закачиваемой в породу дисперсии можно поддерживать на низком уровне. Концентрацию дисперсии можно адаптировать к свойствам породы в данном месторождении, таким, как проницаемость и глубина проникновения. При высокой степени проницаемости можно использовать меньшие количества грубодисперсных дисперсий с более высоким содержанием указанных компонентов: кремнийорганических соединений (А), диспергаторов (Б), вспомогательного диспергатора (В) и необязательно вводимых добавок (Г). При низкой же проницаемости породы применяют большие количества высокодисперсных дисперсий в более низкой концентрации.

Пригодными для использования являются также вещества, которые образуют кремнийорганическое соединение (А) в диспергаторе (Б) после их растворения в последнем лишь в конкретных условиях применения. В качестве примеров можно назвать гликольфункциональные силиконовые масла, способные растворяться в таких полярных диспергаторах, как вода, а затем при высоких температурах достигающие свою температуру помутнения.

В нижеследующих примерах, если не указано иное,

а) все количества указаны в пересчете на массу;

б) все давления равны 0,1013 МПа (абс.);

в) все температуры равны 20^oC;

г) V_n обозначает объем при нормальных условиях: 0^oC, 0,1013 МПа (абс.);

д) PV обозначает объем пор;

е) в качестве газа использовали азот.

Примеры

Эксперименты в примерах проводили по описанной ниже технологии в указанной последовательности во времени.

Ячейку Хасслера заполняли кернами из сухого песчаника из Бентгейма длиной 0,1 м и диаметром 0,03 м.

Каждый керн продували азотом с постоянным расходом 50 м/сутки. При этом измеряли перепад давления p_g на входе в керн и выходе из него.

Газопроницаемость k_g рассчитывали по уравнению Дарси (1) для сжимаемых текучих сред



где Q_g означает расход газа,

_g означает вязкость газа,

P₀ означает фактическое атмосферное давление 0,1013 МПа,

L означает длину керна,

A означает площадь поперечного сечения керна,

p₁ означает давление нагнетания и

p₂ означает давление на выходе из керна.

Значения газопроницаемости k_g представлены в нижеследующей таблице III.

Затем керны насыщали водой под пониженным давлением 0,002 МПа в эксикаторе, помещали в ячейку Хасслера и пропускали через них воду с постоянным расходом 5 м/сутки. При этом измеряли перепад давления p_w на входе в керн и выходе из него.

Удельную водопроницаемость k_w рассчитывали по уравнению Дарси (2) для несжимаемых текучих сред:



где Q_w означает расход воды,

_w означает, вязкость воды, а

L, A, p₁ и p₂ имеют вышеуказанные значения.

Значения удельной водопроницаемости k_w представлены в нижеследующей таблице III.

В каждый керн нагнетали 20 объемов пор силиконовой эмульсии. При этом измеряли перепад давления p_e на входе в керн и выходе из него. Рассчитывали коэффициент сопротивления RF = p_e/p_w как меру сопротивления течению. Коэффициент сопротивления приведен в нижеследующей таблице III.

Затем в каждый керн нагнетали воду в количестве 20 объемов пор. При этом измеряли перепад давления p_wr на входе в керн и выходе из него в присутствии эмульсии в качестве остаточной фазы. Рассчитывали коэффициент остаточного сопротивления RRF = p_wr/p_w как меру остаточного сопротивления течению. Коэффициент остаточного сопротивления приведен в нижеследующей таблице III.

Описанные более подробно ниже в таблице I четыре силиконовые эмульсии исследовали в примерах 1-4. Одновременно с этими исследованиями изучали влияние остаточных эмульсий силиконового масла на газопроницаемость на тех же самых кернах и эмульсионных системах, которые исследовали в примерах 1-3 для определения коэффициента сопротивления для воды.

Сухие керны, характеристики которых представлены в таблице IV, насыщали под вакуумом в 0,002 МПа в эксикаторе водой, устанавливали в ячейку Хасслера и пропускали через них воду с постоянным расходом 5 м/сутки. При этом измеряли перепад давления на входе в керн и выходе из него и по уравнению (2) определяли водопроницаемость при 100%-ном насыщении водой. После этого воду вытесняли газом при расходе 500 м/сутки, пока остаточное водонасыщение не достигало 10-15% от объема пор. Вытесненную водную фазу собирали и из объемного баланса между первоначальным и вытесненным количеством воды по уравнению (3) определяли остаточное водонасыщение:



где V_wi обозначает первоначально находящийся в керне объем воды и

V_wp обозначает образовавшийся объем воды.

Затем при расходе газа 50 м/сутки определяли перепад давления на входе в керн и выходе из него и рассчитывали газопроницаемость при остаточном водонасыщении по формуле (1).

После этого в керн при расходе 5 м/сутки нагнетали эмульсию силиконового масла в количестве 20 объемов пор и эту эмульсию силиконового масла вытесняли газом при расходе 500 м/сутки, пока остаточное насыщение эмульсией не достигало 10-15% объема пор. Степень насыщения определяли таким же образом, как и при вытеснении воды газом по уравнению (3).

Затем таким же образом, как и при остаточном водонасыщении, определяли газопроницаемость обработанных кернов. В таблице IV представлено сравнение газопроницаемости при остаточном водонасыщении и остаточном насыщении эмульсией. Применяемая в этом случае относительная, т.е. безразмерная, величина - газопроницаемость - представляет собой отношение газопроницаемости при остаточном водонасыщении, соответственно при остаточном насыщении эмульсией к удельной газопроницаемости керна. В отличие от представленных в публикациях результатов обработки не только не наблюдается снижения газопроницаемости, а, напротив, степень газопроницаемости возрастает.

Вязкость эмульсий 1-4 с содержанием силиконового активного вещества (А) в количестве 10 мас. % представлена в нижеследующей таблице II. Вязкость определяли при 25^oC и скорости сдвига 11 с^-1. Показатели вязкости, которых достигали в примерах при разбавлении дистиллированной водой до концентрации силиконового активного вещества (А) 0,2 мас.%, практически идентичны таковым при использовании обычной воды.

Таблица II

Силиконовая эмульсия - Вязкость [мПас]

1 - 3,27

2 - 1,42

3 - 1,26

4 - 1,62

До осуществления закачки значения коэффициента RF сопротивления по определению равны 1. Во время фазы закачки воды значения RRF непрерывно повышаются. После добавления воды в количестве 20 объемов пор значения RRF продолжают возрастать. Дисперсии обеспечивают устойчивое, надежное сопротивление притоку воды.