СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ ГАЗОВОГО ПОТОКА В ВОДОНОСНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПРИРОДНОГО ГАЗА И ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОХРАНИЛИЩАХ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/22 

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, α- и β- фенилэтил.

В качестве замещенных остатков R и R' можно назвать, например, цианалкильные остатки, такие как β- 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 мПа·с, прежде всего от 350 до 60000 мПа·с.

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 Δp_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,
μ_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 Δp_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,
μ_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 Δp_e на входе в керн и выходе из него. Рассчитывали коэффициент сопротивления RF = Δp_e/Δp_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 Δp_wr на входе в керн и выходе из него в присутствии эмульсии в качестве остаточной фазы. Рассчитывали коэффициент остаточного сопротивления RRF = Δp_wr/Δp_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 [мПа·с]
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.

Способ относится к стабилизации газового потока с обеспечением непрерывности его поступления к водоносным добывающим скважинам или скважинам подземных газохранилищ. Техническим результатом является обеспечение устойчивого фильтрационного гидравлического сопротивления для воды без препятствования доступу газа за счет вытеснения остаточной, используемой для обработки жидкости, снижение сопротивления трения для газа и надежный стабильный процесс добычи газа. В способе 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 дисперсию, содержащую в своем составе следующие компоненты: А) кремнийорганическое соединение в качестве дисперсного ингредиента, Б) гидрофильный, смешивающийся с водой диспергатор и необязательно В) вспомогательный диспергатор, закачивают в водоносную горную породу. 6 з.п.ф-лы, 4 табл.

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.