способ изоляции водопритока в добывающих скважинах

Формула изобретения

Способ изоляции водопритока в добывающих скважинах, включающий закачку обратной эмульсии, включающей жидкие углеводороды, эмульгатор и воду, с образованием при взаимодействии ее с водой высоковязкой среды, отличающийся тем, что используют обратную эмульсию, включающую в качестве эмульгатора Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ, и чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации обводненной нефтяной залежи, для интенсификации работы добывающих скважин.

Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах, включающий последовательную закачку в изолируемый интервал порций обратной эмульсии на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды и тампонажного состава, армирующего гидроизоляционный экран в пласте. Тампонажный состав закачивают последовательным чередованием с каждой порцией обратной эмульсии (RU 2283422, опубл. 10.09.2006).

Наиболее близким аналогом к предлагаемому способу является способ изоляции водопритока в добывающих скважинах, когда в продуктивный пласт закачивают инвертную (обратную) эмульсию, внешней дисперсионной средой которой является нефть. При взаимодействии с пластовой водой эмульсия образует высоковязкую, структурированную, малоподвижную систему, формирующую водоизолирующий экран в призабойной зоне продуктивного пласта (RU 2391378, опубл. 10.06.2010).

Недостатком способа является большой расход обратной эмульсии, необходимый для формирования водоизолирующего экрана.

Задача изобретения заключается в обеспечении эффективной изоляции водопритока в добывающих скважинах при сокращении расхода обратной эмульсии.

Техническим результатом изобретения является уменьшение расхода обратной эмульсии за счет вовлечения в объем эмульсии воды, закачанной поочередно послойно с эмульсией.

Технический результат достигается тем, что в способе изоляции водопритока в добывающих скважинах, включающем закачку обратной эмульсии, включающей жидкие углеводороды, эмульгатор и воду, с образованием при взаимодействии ее с водой высоковязкой среды, согласно изменению, используют обратную эмульсию, включающую в качестве эмульгатора Нефтенол НЗ и Нефтенол НЗ-ТАТ и чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды.

Послойная закачка эмульсии и воды приводит к изоляции высокопроницаемых насыщенных водой пропластков, подошвенной воды и к включению в работу по извлечению нефтенасыщенных пластов.

Приготовление обратной эмульсии для изоляции водопритока может осуществляться, например, следующим образом.

Приготовление обратной (инвертной) эмульсии включает перемешивание эмульгатора Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ с нефтью (товарной формы), остальное вода. Маслорастворимым ПАВ в данной технологии является эмульгатор: углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина и добавок неионогенных ПАВ. Дополнительной фазой углеводорода в данной технологии является нефть (обезвоженная), представляющая собой смесь углеводородов, маслянистая, вязкая жидкость. Для приготовления обратной эмульсии и для обработки призабойной зоны добывающих скважин с целью создания водонепроницаемого экрана применяется техническая вода с минерализацией от 30 до 1200 мг/литр.

Обратная эмульсия может иметь следующее соотношение компонентов, мас.%:

эмульгатор	5,0-7,0
нефть (товарная)	18,0-20,0
вода техническая	остальное

В качестве ПАВ применяется эмульгатор, содержащий в своем составе сложные эфиры кислот талового масла и триэталомина (эмульгаторная основа).

Пример 1 приготовления обратной эмульсии.

В жидкий углеводород (нефть) в объеме 15,0 см ³ вводится эмульгатор Нефтенол НЗ-ТАТ в объеме 0,6 см ³, при дальнейшем перемешивании вводится вода техническая в объеме 84,4 см³. В конечном итоге получается обратная эмульсия повышенной вязкости, стойкая к разрушению, следующего состава, мас.%:

нефть - 15,0

Нефтенол НЗ-ТАТ - 0,6

вода техническая - 84,4

Характеристики полученной эмульсии:

плотность 1000 кг/м³;

динамическая вязкость - 62,0 мПа/с;

электростабильность - 64 Вольт.

Пример 2 приготовления обратной эмульсии.

Водный раствор хлористого кальция ( =1,282 г/см³) в объеме 0,87 см³ растворяют водой до 100 см³. В жидкий углеводород (дистиллят) в объеме 20,0 см³ вводят эмульгатор Нефтенол НЗ в объеме 0,6 см³, при дальнейшем перемешивании вводят водный раствор хлористого кальция в объеме 79,4 см³ . В конечном итоге получается высокодисперсная эмульсия следующего состава, мас.%:

дистиллят - 20,0

Нефтенол НЗ - 0,6

хлористый кальций - 0,3

вода техническая - 79,4

Характеристики полученной эмульсии:

плотность - 964 кг/м³;

динамическая вязкость - 16,0 мПа/с;

электростабильность - 45 Вольт.

Способ осуществляется следующим образом.

Поочередно закачивают в добывающую скважину несколько слоев приготовленной по примеру 1 обратной эмульсии и воды. Объем закачивания обратной эмульсии и слоев воды рассчитывается индивидуально для каждой добывающей скважины исходя из свойств обводненного коллектора. Соотношения закаченных объемов обратной эмульсии и воды выбирают из условия обеспечения следующих характеристик среды, полученной в скважине в результате взаимной диффузии слоев эмульсии:

плотность - от 964 кг/м³ до 1160 кг/м³;

динамическая вязкость - от 70 мПа/с до глеевого состояния;

электростабильность - от 45 до 64 Вольт.

При дальнейшем добавлении воды и перемешивании обратная эмульсия становится не текучей. Это свойство обратной эмульсии при послойной закачке с водой позволяет сделать непроницаемый экран в около забойном пространстве добывающей скважины в легко проницаемых и трещиноватых породах.

Эмульгаторы такого класса как Нефтенол НЗ и Нефтенол НЗ-ТАТ являются высокоактивным эмульгирущим реагентом, для увеличения углеводородной массы, присутствующей в эмульгаторе, добавляется нефть. Это позволяет вовлечь в состав эмульсии рыхлосвязанную воду, закачиваемую послойно, что приводит к увеличению вязкости и общего объема обратной эмульсии около устьевой зоны добывающих скважин.

В ноябре месяце 2009 года на залежи 303 Ромашкинского месторождения Республики Татарстан была проведена экспериментальная закачка обратной эмульсии в добывающие скважины с целью изоляции водопритока.

Режимы работы добывающих скважин до и после применения изоляции водопритока отражены в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что режим работы добывающих скважин до применения технологии по изоляции водопритока составлял в среднем:

Объем выкачиваемой жидкости составил - 43,85 тонн/сутки;

Объем нефти составил - 0,5 тонн/сутки;

Обводненность составила - 98,9%.

После применения технологии по изоляции водопритока, уровень жидкости в скважинах снизился, и скважины были переведены на более энергоэкономичный режим работы:

Средний объем выкачиваемой жидкости составил - 8,1 тонн/сутки;

Объем нефти составил - 2,65 тонн/сутки;

Обводненность составила - 67,4%.

За семь месяцев после применения на добывающих скважинах технологии по изоляции водопритока с применением обратной (инвертной) эмульсии и послойной закачкой воды, дополнительная добыча нефти составила - 659 тонн нефти.

В таблице 2 представлены различные отношения единицы объема обратной эмульсии к объему воды ( =1,18 кг/м³) и соответствующие характеристики полученной в скважине эмульсии.

Таблица 1
№ №	Дата	Объем Обр. эм м3	режим работы до меропр.	режим работы после меропр.	режим работы на 01.06.10 г.	Доп. добыча, m
Qн, m/с	Qж, m/с	% воды	Qн, m/с	Qж, m/с	% воды	Qн, m/c	Qж, m/c	% воды
1	19.10.09 г.	96	0,7	73,4	99,1	3,3	9,8	66,6	1,0	9,5	89,3	229
2	01.11.09 г.	96	0,3	14,3	98,7	2,0	6,4	68,3	2,5	12,2	59,5	430
											ВСЕГО:	659

Таблица 2
Вода (%)	Плотность (кг/м3)	Динамическая вязкость (мПа/с)	Электростабильность (Вольт)
10	1081	62	64
15	1085	64	65
20	1089	70	67
25	1093	гель	68
30	1097	гель	69
35		расслоение