Способ изоляции водопритока в нефтяных скважинах Советский патент 1985 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в част,ности к способам изоляции водоносн зон пласта. Известен способ ограничения водопритока водонефтяной эмульсией, состоящей из нефти, воды и эмульга тора, приготовленной на поверхности и затем добавленной в пласт }1 Недостатком этого способа является кратковременный эффект, так как эмульсия удерживается .в прониц емой водоносной зоне только за сче вязкости. Известен способ изоляции водопритока в нефтяных скважинах путем доставки в пласт тампонирующего состава на основе.углеводородной жидкости с добавками поверхностноактивных веществ 2J . . Данный способ характеризуется низкой надежностью изоляции водоносн&к зон, так как теоретически предполагается,что эмульсия в пористой среде должна насытиться водой, в результате чего произойдет ее ра:зрушение. Но, поскольку эмульсия обладает вязкостью в несколько десятков раз большей вязкости нефти и воды и закачивается в небольших объемах, то практически при движении в пористой среде пластовый флюид оттеняется эмульсией, как поршнем, и никакого насыщения ее водой и разрушения не происходит. А в процессе последующего освоения скважины эмульс-ия вытесняется на забой флюидом пласта, где она насы щается воцой из обводненной нефти и разрушается, что приводит к образованию осадка в стволе скважины, который забивает скважинное оборудование (насос, насоснокомпрессорные трубы и т.д.). Поэтому при тако способе обеспечить изоляцию пласта практически невозможно. Целью изобретения является повышение эффективности изоляции водоносных зон пласта. Указанная цель достигается тем, что согласно способу изоляции водопритока в нефтяных скважинах путем доставки в пласт тампонирующего состава в углеводородной жидкости с добавками ПАВ, в качестве ПАВ в углеводородную жидкость вводят эмульгатор с высокой адсорбдаонной 86J способностью к породе обводненного пласта. Причем в качестве эмульгатора ВВОДЯ7 в эмульсию солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов и петролатум (марка ЭС-1) или дегидратированный полиамид (марка ЭС-2) или щелочные отходы сернокислотой очистки масел и моноэтаноламин (марка ЭС-3) в количестве 0,12-4,0 об..%. Кроме того, в полученную сложную эмульсию перед доставкой в пласт вводят деэмульгатор. В пласт углеводородной жидкости вводят растворы реагентов, дающие осадок при их взаимодействии между собой. Перед эмульгированием водных растворов реагентов в углеводородную жидкость вводят эмульгатор с высокой адсорбционной способностью к породе обводненного пласта, а перед доставкой в пласт в полученную сложную эмульсию вводят деэмульгатор. Известно, что основными породообразующими минералами являются глина, песок, мел. Поэтому все эмульгаторы, в том числе и указанные, исследуются на адсорбционную способность к этим материалам. .В табл. 1 приведены результаты исследований для указанных эмульгаторов . Из табл. 1 видно, что адсорбционная способно9ть данных эмульгаторов и других ПАВ зависит не только от материала адсорбента, но и химической природы самого ПАВ. Приведенные эмульгаторы, полученные в основном из отходов химического производства, .представляют собой сложные соединения. Однако во всех этих эмульгаторах присутствуют амины или амиды. Так, ЭС-1 представляет собой солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов в смеси с вьюокоокисленным петролатумом} ЭС-2 дегидратированные полиамиды , ЭС-3 синергетическая смесь щелочных отходов сернокислотной очистки масел с моноэтаноламином. В зависимости от наличия и количества реакционноспособных функциональньЬс групп аминов или амидов зависит адсорбционная способность ПАВ. Следует отметить, что такие эмульгаторы

3

как кальциевые мыла синтетических жирных кислот, эфиры и т.д., будучи отличными эмульгаторами, совершенно не обладают адсорбционной способностью к горным породам, поэтому использовать их для указанной цели нельзя.

Таким образом, эмульгаторы, обладающие достаточной адсорбционной способностью к горным породам, могут полностью адсорбироваться из эмульсии, особенно при наличии контакта с большой-поверхностью, какой является поверхность порового пространства пласта, в результате чего и происходит дестабилизация эмульсии. Поэтому, зная пористость пласта, его толщину и задавшись глубиной проникновения эмульсий для блокирования промытой зоны пласта, можно точно определить необходимую концентрацию эмульгатора эмульсии.

В качестве материалов, образующих осадок, в результате дестабилизации эмульсии, приведены водньй раствор CaCIn и гипан. Однако ограничиваться этими веществами нельзя. Таких веществ можно привести много, например соляная кислота и жидкое стекло, поливиниловый спирт и борная кислота, платекс и осадители.

В табл. 2 и 3 приведены результаты исследований по блокированию моделей пласта двумя вышеуказанными композициями, где получены результаты, аналогичные композиции гипан водный раствор CaCI,.,.

Повышение эффективности и коэффициента надежности изоляции водоносны зон пласта описываемого способа заключается в следующем. При движении эмульсии в пористой среде пласта эмульгатор адсорбируется на породе, в результате чего снижается стабильность системы. Под влиянием деэмульгатора дестабилизированная эмульсия разрушает.ся, водные растворы реагентов соединяются и взаимодейсьвуют друг с другом, образуя вещество, закупоривающее поры водоносного пласта. В результате высокой стабильности сложная эмульсия свободно прокачивается по насосно-компрессорным трубам и продавливается в пласт на нужные расстояния. В нефтенасыщенной пористой среде эмульгатор на породе не адсорбируется. Поэтому

86Л

в нефтенасьпценной породе время жизни сложной эмульсии значительно больше, чем в водонасьпценной зоне, что позволяет вытеснить сложную эмульсию из нефтенасыщенной части и пласта и поднять на поверхность при освоении скважины после изоляционных работ. Если поступление воды быпо из нескольких пропластков с различной проницаемостью, то закачку эмульсии повторяют. Причем при каждой последующей закачке вязкость эмульсии уменьшают пропорционально проницаемости пропластков, так как проницаемость оставшихся пропластков меньше обработанных предьщущих. мульсию в пласт продавливают нефтью. Объем продавочной жидкости пропорционален расстоянию, на которое необходимо продавить эмульсию в пласт.

Устойчивость эмульсии во времени управляема количеством введенного эмульгатора и деэмульгатора.

Деэмульгатор используется по своему прямому назначению, и необходимость его ввода не всегда обязательна. Если для стабилизации эмульсии использовался эмульгатор с достаточно высоквй адсорбционной способностью и глубина блокирования пласта ничем не регламентировалась, то деэмульгатор можно и не вводить. Если же глубина блокирования должна быть небольшой, а эмульгатор имеет такую же адсорбционную способность, то его концентрацией нельзя отрегулировать своевременно дестабилизацию эмульсии, и в этом случае деэмульгатор необходим. В противном случае получить заданные результаты не удается.

Для получения эмульсии использовали нефть удельного веса О, Л г/см, вязкостью 9,8 МПа с, 15%-ный раствор СаС1л, 12%-ный раствор гидролизованного полийклонитрила, эмульгаторы: солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов (0,2-2,0) и петролатум (0,1-2,0%) (марка ЭС-1) дегидратированный полиамид (марка ЭС-2); щелочные отходы сернокислотной очистки масел (0,5-1,2%) и моноэтаноламин (О,1-0,2%) марка ЭС-3), деэмульгаторы: сепароль 5084, доуфакс, дисолван 4411.

Технология приготовления эмульсии. В заданном объеме нефти растворили эмульгатор, затем эту нефть .разделили на 2 ч. В 1 ч, эмульгиро(вали 15%-ный раствор CaCI. а в 1другой - 12%-ный раствор гидролизочанного полиакрнлонитрила. Приготовленные эмульсии соединили и .хорошо перемешали. Перед закачкой в порис:тую среду добавили деэмульгатор. Для определения закупоривающей способности способ опробовали в лабораторных условиях на модели пласта из кварцевого песка длиной 750 мм, диаметром 35 мм, проницаемостью 1500 мл. В модель рласта закачали эмульсию в количестве 50 см и продавили 80 см У нефти. Фильтрацию воды возобн вили с противоположного закачке эмул сии и нефти торца, и определили закупоривакиций эффект.Результаты лабора .торньк исследований приведены в табл .2 Вода через модель пласта не фильтруется после закачки эмульсии. Только в первый момент, пока в модели пласта не произойдет уплотнение осадка вытесняется нефть в обьёме до 10 см. Затем фильтрация прекращается. При повьпиении давления вытеснения в 10 раз по сравнению с давлением закачки эмульсии фильтрация через модель пласта не возобновилась. Сак видно из табл. 3, при фильтрации обратной эмульсии (содержащей эмульгатор, адсорбирующийся на породе) , обработанной деэмульгатором, происходит полная закупорка породы. Эмульгатор адсорбируется на породе, насьщенной водой, дезмульгатор в полном объеме разрушает эмульсию, освобождая водные растворы реаген

1. СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ путем доставки в пласт тампонирумщего состава в углеводородной жидкости с добавками поверхностно-активных веществ , отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции водоносных зон пласта, в качестве поверхностнсгактивных веществ в углеводородную жидкость вводят эмульгатор с высокой адсорбционной способностью к породе обводненного пласта. 2.Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора вводят в эмульсию солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов и петролатум (марка ЭС-1) или дегидратированный полиамид (марка ЭС-2) или щелочные отходы сернокислотной очистки масел и моно8 этаноламин (марка ЭС-3) в количест-. ве 0,12-4,0 об.%. 3.Способ по п. 1, отличающ и и с я тем, что в полученную сложную эмульсию перед доставкой в пласт вводят деэмульгатор. :о Эд

23 23

1 11

49,1

1 11 49,1

74,4

1 И 74,4

76,4

0,6

76,4 0,6

50

0,9

50 0,9

24,2

1,4

24,2 1,4

тов, которые, взаимодействуя друг с другом, дают осадок, перекрывающий модели пласта,.

Технология закачки сложной эмульсии в скважины по насосно-компрессорным трубам и продавки в пласт углеводородной жидкостью для изоляции водоносных зон с применением предлагаемого способа осуществляется с использованием стандартного обо: рудования.При осуществлении предлагаемого способа повышается закупоривающий

iэффект по сравнению с известным,используемым в промьшшенном масштабе,

По лабораторным исследованиям на модели пласта предлагаемый способ изоляции водопритока дает эффект

;закупорки равный 100%, а по аналогу с применением эмульсии - 65%. Предположим, что эффект изоляции по

.предлагаемому способу в промьюловых

0,00003

650

71

0,00004

550

79

0,00004

320

89

0,00003

700

65

0,00003

580

71

. О,00004

270

80

условиях будет равен 80%. Учитывая предлагаемую 20%-ную безэффективность изоляционных работ, стоимость ремон;та на каждую скважину увеличится на 3250 руб. Таким образом, по предлагаемому способу стоимость на один ремонт уменьшится на 3009 руб.

;Т а б л и ц а 2

,173

1,55

100 35

172

1,55

100

175

1,54

100

173

1,55

1ТЮ

175

1,54

О

100

174

1,55

О

100 8 1 121 11 131 0,50,514- 1 11 1,01,015 1 11 2,02,00,00003 0,00004 0,00005

Дёэмул ьгагоры (свыше 100Z)

Доуфакс

Дисолваи 4411

45070

36081173

11086175

0,00002

71569

0,00002

31080

0,00003

51090 31097173

85100 180

1,54

173 t3

100

t,55

О

100

1,54

100

1,54

О

100

1,50

100

О

100

15

45

16

0,00003

0,00004 0,00004

0,00005

0,00003 2

680 70

0,00004

600 80

300- .88 300 88

710 67

t), 00003

575 72

0,00004

260 8Q 173

460 70

365 80 173

110 86

0,00002 700 70 175 ; t,54

Таблица 3

100

б

1,55

100

Г, 54

О О

100 1,54 100

lOff

1,54

100

1,55

О

100

1,54

О

too

100

1,54

too

too

A9,1 0,6

1 11 0,6 49,1 1 74,4

0,9 24,2 11 74,4 0,9 - 50

50

24,2

50

0,00002 300 800,00003 90 89

510 90

300 95

87 100

Продолжение табл. 3

1t)i)

1,50

1,50

100

1,48

Ь52

1,39

10

1,52

1,42 7