состав для водоизоляции скважин

Формула изобретения

Состав для водоизоляции скважин, содержащий углеводородную жидкость с поверхностно-активными веществами, отличающийся тем, что в качестве указанной углеводородной жидкости он содержит смесь отработанных автомобильных масел, включающую поверхностно-активные вещества и 0,5-55 об.% светлых нефтепродуктов, и дизельное топливо, корректирующее содержание светлых нефтепродуктов в указанном составе до 5,0-55,0 об.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для водоизоляции скважин в условиях, осложненных комплексным воздействием высокой забойной температуры и наличием кислых газов.

Известны различные технические решения по созданию рецептур водоизолирующих составов, основанные на использовании силиката натрия, или водорастворимых полимеров, или гидрофобных жидкостей.

Применение силиката натрия в водоизолирующих составах обусловлено образованием труднорастворимого золя кремниевой кислоты, закупоривающего дренируемые участки коллектора.

Недостатком составов с использованием силиката натрия, в частности состава для изоляции водопритока в скважину по патенту РФ №2205269, МПК 7 Е 21 В 33/138, где наряду с силикатом натрия используют многоатомный спирт, алюмохлорид, стеклянные микросферы и воду, является многокомпонентность, необходимость тщательной дозировки реагентов и трудность регулирования времени образования золя в условиях высокой пластовой температуры. Кроме этого, состав не обладает селективностью воздействия. Кольматирующий золь образуется как в водо-, так и в углеводородонасыщенных участках пласта, что приводит к снижению продуктивности скважины. По этой причине необходимо разобщение продуктивного и обводненного участков пласта, что не всегда возможно, особенно если это не предусмотрено конструкцией скважины.

Наличие твердой фазы, в виде стеклянных микросфер (древесных опилок, глинопорошка, резиновой крошки), делает невозможным использование состава в условиях низкопроницаемого коллектора. Размер частиц твердой фазы существенно превышает сечение поровых каналов. При закачке водоизолирующий состав не сможет проникнуть в поровое пространство и образование золя произойдет в стволе скважины, что является недопустимым.

Применение водорастворимых полимеров, которые входят в состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков по патенту РФ №2147671, МПК 7 Е 21 В 33/138, 43/32 в условиях, осложненных высокой пластовой температурой и агрессивным воздействием сероводорода и углекислого газа, не представляется возможным. В этих условиях произойдет деструкция полимера и потеря водоизолирующим составом технологических свойств.

Наиболее близким к заявляемому является состав для ограничения притока пластовых вод в скважину по патенту РФ №2204709, МПК 7 43/32, 43/22, предусматривающий использование гидрофобной жидкости с добавкой поверхностно-активного вещества ИКБ 2-2.

Действие состава основано на гидрофобизации поверхности породы и образовании эмульсии с пластовой водой. Фильтрационные исследования показали, что коэффициент восстановления проницаемости по воде после обработки таким составом (состав №2, табл.2) при 20°С составляет 9,6%, а при 95°С он увеличивается до 22,5%. Это обусловлено термостойкостью эмульсии до 110°С, что ограничивает применение данного состава на высокотемпературных месторождениях.

Задачей изобретения является эффективная блокировка обводненных участков пласта при сохранении проницаемости продуктивного горизонта, т.е. создание состава, обладающего селективностью воздействия и способностью не терять блокирующие свойства в условиях пластовой температуры до 160°С и содержания сероводорода и углекислого газа до 45 об.%.

Поставленная задача достигается тем, что состав для водоизоляции скважин, содержащий углеводородную жидкость с поверхностно-активными веществами, в качестве указанной углеводородной жидкости содержит смесь отработанных автомобильных масел, включающую поверхностно-активные вещества и 0,5-55 об.% светлых нефтепродуктов (Фр.<350°С), и дизельное топливо, корректирующее содержание светлых нефтепродуктов в указанном составе до 5,0-55,0 об.%.

УВК представляет собой смесь отработанных масел и имеет следующие технологические параметры: плотность - 890-910 кг/м³, содержание воды / механических примесей 4,0/0,2 мас.%, Т_кип 160°С, Т_всп 150°С, динамическую вязкость при 25°С 50 мПа·с, содержание светлых нефтепродуктов Фр.<350°С - 0,5-15,0 об.%. Отработанные автомобильные масла содержат до 50% поверхностно-активных веществ.

Приготовление состава для водоизоляции заключается в корректировке содержания светлых нефтепродуктов в УВК до 5,0-55,0 об.% за счет разбавления дизельным топливом (ДТ) по ГОСТ 305-82 (ФР.<350°С).

Механизм действия состава для водоизоляции скважин основан на снижении фазовой проницаемости коллектора для воды за счет гидрофобизации поверхности породы и образовании с пластовой водой высоковязкой обратной эмульсии. Вышеперечисленные факторы значительно затрудняют поступление воды к забою скважины и практически не отражаются на процессе фильтрации углеводородов.

Гидрофобизация коллектора и образование обратной эмульсии происходит за счет поверхностно-активных веществ, содержащихся в УВК. Часть из них, для улучшения эксплуатационных характеристик, была введена в состав автомобильных масел в виде различных присадок на стадии производства. Другая часть образовалась при использовании автомобильных масел за счет того, что в процессе эксплуатации двигателя в парах трения, на стенках цилиндров происходят термоокислительные процессы, приводящие к старению масла и образованию органических кислот, которые в свою очередь нейтрализуются мелкодисперсными продуктами трения.

Положительным является то, что УВК сохраняет поверхностно-активные свойства вплоть до температуры начала кипения, следовательно, термостойкость составов на его основе составляет не менее 160°С.

Оптимальное соотношение реагентов в составе для водоизоляции скважин определяли при проведении фильтрационных исследований, по результатам которых рассчитывалась эффективность обработки (Э). Данный параметр характеризует эффективность проведения обработки составом для водоизоляции скважин с учетом селективности его воздействия. Численное значение эффективности обработки находится в интервале от -100 до +100%. Эффективность обработки при полной блокировке водонасыщеной части и сохранении исходной проницаемости углеводородонасыщенной части разреза составляет 100%. Когда после применения состава для водоизоляции скважин происходит равнозначное снижение проницаемости коллектора для воды и углеводородов, то эффективность обработки равна нулю. В случае преимущественного блокирования углеводородонасыщенного горизонта параметр эффективности обработки принимает отрицательные значения.

Исследования проводили на установке АКМ-Коллектор при температуре 95°С, перепаде давления 2 кг/см² . В качестве кернового материала использовали искусственные образцы диаметром 30 мм, длиной 50 мм и начальной проницаемостью порядка 500-600×10^-15 м². Для имитации пластового флюида использовали товарное ДТ, пластовую воду с установки сепарации газа с =1,023 г/см³, рН 7.

Определение начальной проницаемости кернового материала (K₀) проводили в ходе прокачки флюида (вода, либо ДТ) в направлении «пласт - скважина». Далее, в противоположном направлении, с целью моделирования процесса обработки «скважина - пласт», проводили закачку состава для водоизоляции скважин. После этого повторно прокачивали воду, либо ДТ и определяли проницаемость (K₁). Расчет проницаемости до обработки (K₀) и после обработки (K₁) по воде и ДТ проводили по формуле Дарси (I):

где К_0/1 - проницаемость, м² ;

q - расход флюида через образец керна, см³ /с (вода/ДТ);

l - длина керна, см;

- динамическая вязкость прокачиваемого флюида, сП;

Р - перепад давления на образце, кг/см²;

S - площадь сечения образца керна, см².

Коэффициент восстановления проницаемости после обработки составом для водоизоляции скважин (В_в - по воде, В_ДТ - по ДТ) определяли по формуле (2):

где В_в/ДТ - коэффициент восстановления проницаемости, %;

К₁ - проницаемость после обработки, м²;

К₀ - проницаемость до обработки, м².

Эффективность обработки рассчитывали по формуле (З):

где Э - эффективность обработки, %;

В _ДТ - коэффициент восстановления проницаемости по ДТ, %;

В_в - коэффициент восстановления проницаемости по воде, %.

Данные расчетов и технологические параметры состава для водоизоляции скважин приведены в таблице и на фиг.1, где ось Х - содержание фр.<350°С, в об.%, ось Y - коэффициент восстановления проницаемости и эффективность обработки, выраженные в %. Для сравнения таблица содержит данные о коэффициенте восстановления проницаемости и эффективности обработки состава, принятого за прототип (состав №14).

Как видно из представленных данных, составы для водоизоляции скважин с содержанием компонентов №2-12 превосходят прототип по значению эффективности обработки, а значит, являются предпочтительными к применению. Из графиков (фиг.1) видно, что при содержании в составе для водоизоляции скважин Фр.<350°С в количестве 15 об.% кривая, показывающая изменение эффективности обработки от соотношения реагентов, имеет экстремальный максимум. Таким образом, наиболее предпочтительным к применению следует считать состав №4 (см. табл.), имеющий суммарное содержание Фр.<350°С - 15 об.%.

Пример 1.

При необходимости приготовления 20 м³ состава для водоизоляции скважин сначала в соответствии с ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава» определяли исходное содержание Фр.<350°С в УВК. Согласно данным анализа проводили корректировку содержания светлых нефтепродуктов в УВК. Если по данным анализа в УВК отсутствует Фр.<350°С, то такому составу соответствует селективность водоизоляции -34,9%. Для достижения максимальной эффективности применения состава для водоизоляции скважин содержание Фр.<350°С необходимо довести до 15 об.% за счет разбавления ДТ. Для этого в осреднительной емкости необходимо смешать 17,0 м³ УВК и 3,0 м³ ДТ. Перемешивание продолжают до получения однородного состава. В зависимости от интенсивности перемешивания затраты времени составляют от 5 до 30 мин. В целях сокращения затрат времени первым в осреднительную емкость следует заливать Фр.<350°С, а УВК подавать сверху. Так как УВК имеет плотность, превосходящую плотность Фр.<350°С, перемешивание произойдет уже на стадии смешения реагентов.

Пример 2.

Если по данным анализа содержание Фр.<350°С в УВК находится в пределах 5-55 об.%, то разбавление Фр.<350°С не требуется, т.е. состав для водоизоляции скважин готов к использованию.

Разработанный состав для водоизоляции скважин является универсальным. Он может быть использован без ограничений по горно-геологическим условиям, а также независимо от природы и степени минерализации воды.

Высокая селективность воздействия состава позволяет блокировать обводненные участки при сохранении проницаемости продуктивного горизонта. Это происходит за счет гидрофобизации поверхности породы и образования стойкой обратной эмульсии при контакте состава с минерализованной водой. В углеводородонасыщенной части разреза образование эмульсии не возможно. Благодаря этому применение состава не требует разобщения продуктивного и водоносного горизонтов. Это особенно важно на скважинах, где такая операция не предусмотрена конструкцией.

Отсутствие в составе для водоизоляции скважин твердой фазы позволяет избежать осложнений, связанных с кольматацией продуктивного коллектора. Особенно это важно для порово-трещинных коллекторов, где частицы твердой фазы могут проникать вглубь пласта на несколько метров, после чего исходную проницаемость не удается восстановить даже после проведения высокообъемных кислотных обработок.

Существенным достоинством предлагаемого состава является простота его приготовления и использования.

Применение в составе для водоизоляции скважин отработанного масла позволяет повторно использовать отходы производства и отказаться от закупки дорогостоящих ПАВ, что является экономически и экологически целесообразным.

Таблица
№	Содержание Фр.<350°С, об.%	Плотность, г/см 3	Динамическая вязкость при 25°С, мПа·с	Коэффициент восстановления проницаемости, %		Эффективность обработки, %
				по ДТ	по воде
1	0	0,886	55	61,4	4,5	34,9
2	5	0,883	45	84,8	5,1	67,6
3	10	0,880	36	88,5	6,0	73,0
4	15	0,878	30	89,4	6,9	73,8
5	20	0,875	26	90,0	8,1	73,7
6	25	0,873	22	90,8	9,7	73,6
7	30	0,871	19	91,2	10,6	73,5
8	35	0,868	16	92,0	12,0	73,4
9	40	0,866	13	92,3	13,2	73,3
10	45	0,863	11	92,5	14,9	71,8
11	50	0,861	10	92,6	16,6	70,4
12	55	0,858	9	92,7	19,4	67,9
13	Прототип пат. РФ №2204709)	0,836	3	93,2	22,5	65,9