RU2232872C2 - Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта в прискважинной зоне - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к вопросам обеспечения надежной фильтрационной связи между продуктивным пластом и скважиной в процессе ее эксплуатации, и может найти применение также и при первичном вскрытии продуктивного пласта, вторичном вскрытии продуктивного пласта, а также при временном глушении скважины на ограниченное время. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет повышения степени сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта при снижении расхода углеводородной жидкости, повышении теплообмена в скважине и повышении стабильности обратной эмульсии. Сущность изобретения: способ включает приготовление углеводородной эмульсии с гидрофобными частицами сажи и поверхностно-активным веществом и формирование на стенках скважины гидрофобного кольматационного слоя из частиц сажи толщиной, обеспечивающей предотвращение фильтрации жидкости из скважины в продуктивный пласт. Согласно изобретению приготавливают обратную углеводородную эмульсию с водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества и сажей из тонкодисперсного углерода с диаметром частиц не более 0,1 мкм в количестве 2-5 вес.%. 3 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим приемам для обеспечения надежной фильтрационной связи между продуктивным пластом и скважиной в процессе ее эксплуатации, и может найти применение также и при первичном вскрытии продуктивного пласта, вторичном вскрытии продуктивного пласта, а также при временном глушении скважины на ограниченное время и пр.

В процессе работ по заканчиванию скважины бурением или промышленной эксплуатации проницаемость пород призабойной зоны нередко оказывается ниже исходной, естественной. В отдельных случаях происходит полная потеря гидропроводности.

Это объясняется тем, что при проведении различных технологических операций в скважинах технологический раствор проникает в поры пласта из-за разности пластового и забойного давлений.

Отложение в призабойной зоне продуктивного пласта частиц технологического раствора снижает абсолютную гидропроводность этого пласта, а попадание в продуктивный пласт, например, воды, на которой, как правило, готовят технологические растворы, приводит к уменьшению фазовых проницаемостей.

Кроме того, в глиносодержащих коллекторах возникают серьезные осложнения при использовании технологических растворов на водяной основе из-за набухания глин.

Вместе с тем, известно, что технологические растворы на углеводородной основе не оказывают негативного влияния на коллекторские свойства продуктивного пласта.

Известен способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта, включающий осуществление технологической операции с применением раствора в виде углеводородной эмульсии (1).

Дисперсионной средой (в количестве 90-95%) этих растворов является углеводородная жидкость (например, нефть), а дисперсной фазой (в количестве 5-10%) является вода с добавками утяжелителей.

Недостатком этих растворов является большая доля углеводородной жидкости. Поэтому стоимость таких растворов довольно высока и они пожароопасны.

Кроме того, к основным недостаткам этих композиций относится то, что они являются эмульсиями типа вода в масле и поэтому плохо обеспечивают теплообмен в скважине, что затрудняет проведение технологических операций в скважине. Кроме того, эти эмульсии нестабильны при высоких температурах в скважине и потому быстро теряют свои реологические свойства.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта скважины, включающий приготовление углеводородной эмульсии с гидрофобными частицами сажи и поверхностно-активным веществом и формирование на стенках скважины гидрофобного кольматационного слоя из частиц сажи толщиной, обеспечивающей предотвращение фильтрации жидкости из скважины в продуктивный пласт (2).

Недостатком известного способа является достаточно высокий расход углеводородной жидкости, ее низкая стабильность и невысокая эффективность способа в целом.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет повышения степени сохранности коллекторских свойств продуктивного пласта при снижении расхода углеводородной жидкости, повышении теплообмена в скважине и повышении стабильности обратной эмульсии.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта скважины, включающему приготовление углеводородной эмульсии с гидрофобными частицами сажи и поверхностно-активным веществом и формирование на стенках скважины гидрофобного кольматационного слоя из частиц сажи толщиной, обеспечивающей предотвращение фильтрации жидкости из скважины в продуктивный пласт, согласно изобретению приготавливают обратную углеводородную эмульсию с водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества и сажей из тонкодисперсного углерода с диаметром частиц не более 0,1 мкм в количестве 2-5 вес.%.

Кроме того:

обратную углеводородную эмульсию готовят на основе дизельного топлива или бензина, или конденсата, или безводной нефти;

удельный вес обратной углеводородной эмульсии достигают путем добавки утяжелителя;

в водный раствор катионоактивного поверхностно-активного вещества добавляют глиностабилизатор.

Сущность изобретения заключается в том, что в соответствии с основным вариантом реализации способа предусматривают применение обратной углеводородной эмульсии с гидрофобными частицами сажи, которые имеют различный размер, но не более 0,1 мкм. При этом содержание сажи в обратной углеводородной эмульсии составляет 2-5 вес.%.

На такой эмульсии осуществляют либо первичное вскрытие продуктивного пласта, либо вторичное вскрытие этого пласта (перфорацией), либо глушение скважины, например, на время ее ремонта.

Под действием гидродинамического или гидростатического давления в скважине во время проведения технологической операции (например, первичного вскрытия продуктивного пласта или перфорации, или глушения скважины) происходит взаимодействие обратной эмульсии с проницаемым продуктивным пластом. Различная степень дисперсности частиц сажи, ее количество в эмульсии и равномерность распределения в объеме эмульсии (за счет перемешивания и добавления поверхностно-активного вещества) обеспечивают формирование под действием давления фильтрации на стенке скважины незначительного по толщине, но прочного кольматационного слоя. Этот слой, являясь гидрофобным, приводит к повышению капиллярных давлений на границе раздела фаз “вода-нефть”, создает значительные сопротивления оттеснению нефти вглубь пласта под действием давления и, в конечном итоге, препятствует проникновению водной фазы в продуктивный пласт из скважины. В то же время на последующих стадиях работы скважины этот слой не создает особых препятствий вызову притока нефти из скважины. Он легко может быть разрушен под действием депрессии в скважине.

Конкретные параметры частиц сажи, ее концентрацию в обратной эмульсии, соотношение углеводорода и воды в этой эмульсии подбирают в каждом конкретном случае индивидуально в зависимости от фильтрационных характеристик продуктивного пласта, его толщины, соотношения продуктивной и водонасыщенной зон.

Контроль за формированием гидрофобного кольматационного слоя может быть осуществлен в скважине, например, геофизическими методами.

При отрицательных результатах создания гидрофобного кольматационного слоя на стенках скважины в зоне продуктивного пласта, причиной чего могут быть фильтрационные особенности этого пласта, рассматривают возможность обеспечения фильтрации обратной эмульсии с частицами сажи в продуктивный пласт (в прискважинную зону), для чего применяют эмульсию с другими соотношениями углеводородной фазы и воды, а также частицы сажи другой дисперсности и с другой концентрацией.

В частности, размеры частиц сажи принимают не более 0,1 мкм при количестве сажи в составе обратной углеводородной эмульсии в пределах 2-5 вес.%. Соотношение долей углеводородной фазы и воды принимают не менее 0,5, например, как 1:10.

В качестве дополнительного компонента для получения обратной эмульсии используют водный раствор катионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ), например стеарата натрия в концентрации 0,05-0,1%.

После интенсивного смешения углеводородной и водной фаз получают эмульсию прямого типа “масло в воде”. При этом представляется возможным переведение водорастворимого ПАВ, широко применяемого в известных решениях, в водонерастворимый, например, добавкой эквимолярного количества, по отношению к содержанию ПАВ, раствора хлористого кальция или раствора соляной кислоты, после чего эмульсию инвертируют в эмульсию типа “вода в масле”.

При взаимодействии хлористого кальция со стеаратом натрия в результате реакции обмена получают водонерастворимый стеарат кальция, который дополнительно стабилизирует водную фазу в углеводороде, несмотря на то, что количество воды во много раз превышает количество углеводорода.

Аналогично протекает реакция с соляной кислотой, в результате которой получают нерастворимую в воде стеариновую кислоту.

Таким образом, по физическим свойствам полученная смесь соответствует параметрам водной фазы, а по физико-химическим - углеводородной фазе. Эта эмульсия может быть использована практически во всех типов коллекторов и многих технологических операциях при работах с подземным оборудованием на скважинах. Повышенные гидрофобные свойства эмульсии за счет увеличения ее поверхности, повышенная ее стабильность за счет дополнительного содержания дисперсной твердой фазы водонерастворимых солей, а также свойства, обеспечивающие теплообмен в скважине (отвод избыточного тепла из зоны проведения технологического мероприятия), делают ее незаменимой при решении задачи сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.

Кроме того, отмечается, что при первичном вскрытии продуктивного пласта дополнительным компонентом водной фазы может быть бентонитовая глина, которая в процессе вскрытия неминуемо попадает в призабойную зону скважины (привнесенная глина). В процессе промышленной эксплуатации при естественном обводнении пластов происходит набухание этих привнесенных глин с ухудшением коллекторских свойств всей призабойной зоны продуктивного пласта в целом.

Для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта при этом условии в процессе первичного вскрытия необходимо в обратную эмульсию добавлять глиностабилизаторы, например соли калия или аммония.

Приготовленную обратную используют в скважине при проведении технологического мероприятия в ней. В зоне продуктивного пласта она легко проникает в его призабойную зону и гидрофобизирует поверхность пор коллектора в самом продуктивном пласте, создавая не механическое препятствие, а гидравлическое сопротивление для водной фазы, на уровне капиллярных явлений, со стороны ствола скважины. В то же время это не препятствует притоку нефти из пласта в ствол скважины. Существование гидравлического капиллярного барьера с одностронней фильтрацией определяется гидрофобизацией пор продуктивного пласта, сроки существования которого являются следствием повышенной (дублированной) стабильности применяемой обратной эмульсии, содержащей микрочастицы сажи и микрочастицы водонерастворимой соли-стабилизатора. При этом чем больше гидрофобизирующая поверхность (чем больше степень дисперсности сажи), тем больше поверхность обработки пор коллектора в прискважинной зоне, тем больше создается гидравлическое сопротивление свободной водной фазе. При этом для нефти этот барьер не является препятствием.

Последовательность приготовления обратной углеводородной эмульсии:

- готовят 2-5% суспензию тонкодисперсного углерода - сажи в углеводородной фазе (например, в дизтопливе или керосине, или бензине) при интенсивном перемешивании - раствор А;

- готовят 0,05% раствор стеарата натрия в пресной воде - раствор Б;

- смешивают раствор А и Б в соотношении соответственно, например, 1:10 (интенсивное перемешивание);

- добавляют эквимолярное по отношению к ПАВ количество хлористого кальция.

Пример реализации.

При первичном вскрытии продуктивного пласта приготавливают 20 м³ обратной эмульсии. В соответствии с пластовым давлением удельный вес этой эмульсии должен быть не ниже 1,3 г/см³.

1. В мерную емкость цементировочного агрегата ЦА-320 заливают 4 м³ дизельного топлива.

2. При непрерывной циркуляции в мерник агрегата постепенно добавляют 80 кг твердого углерода - сажи (2% суспензии).

3. В двух автоцистернах по 8 м³ каждая приготавливают 0,05% раствор стеарата натрия (8 кг).

4. При замкнутой циркуляции из емкости в емкость приготавливают 20 м³ обратной эмульсии.

5. В соответствии с расчетом для приготовления обратной эмульсии с удельным весом 1,3 г/см³ добавляют 9400 кг CaCl₂.

6. Добавляют стабилизатор глины, например соли калия.

Способ осуществляют (по основному варианту) следующим образом.

В скважине планируют осуществление технологической операции. В качестве таковой может быть предпринято, например, первичное вскрытие продуктивного пласта, либо вторичное вскрытие этого пласта (перфорацией), либо глушение скважины, например, на время ее ремонта. Перед проведением технологической операции в скважине приготавливают обратную углеводородную эмульсию с гидрофобными частицами тонкодисперсного углерода - сажи. После этого осуществляют необходимую (выбранную) технологическую операцию. Во время этой операции или перед ней формируют на стенках скважины гидрофобный кольматационный слой из частиц сажи. Частицы сажи выбирают различного размера. Под действием гидродинамического или гидростатического давления в скважине во время проведения технологической операции происходит взаимодействие обратной эмульсии с проницаемым продуктивным пластом. Различная степень дисперсности частиц сажи, ее количество в эмульсии и равномерность распределения в объеме эмульсии обеспечивают формирование под действием давления фильтрации на стенке скважины прочного кольматационного слоя. Этот слой, являясь гидрофобным, препятствует проникновению водной фазы в продуктивный пласт из скважины. В то же время на последующих стадиях работы скважины этот слой не создает особых препятствий вызову притока нефти из скважины. Он легко может быть разрушен под действием депрессии в скважине.

Источники информации

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М., Основы нефтепромыслового дела, учебник для ВУЗов, Уфа 000 Дизайн Полиграф Сервис, 2001, с.544.

2. Патент РФ №2153572, 27.07.2000.

Claims (4)

1. Способ сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта скважины, включающий приготовление углеводородной эмульсии с гидрофобными частицами сажи и поверхностно-активным веществом и формирование на стенках скважины гидрофобного кольматационного слоя из частиц сажи толщиной, обеспечивающей предотвращение фильтрации жидкости из скважины в продуктивный пласт, отличающийся тем, что приготавливают обратную углеводородную эмульсию с водным раствором катионоактивного поверхностно-активного вещества и сажей из тонкодисперсного углерода с диаметром частиц не более 0,1 мкм в количестве 2-5 вес.%.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что обратную углеводородную эмульсию готовят на основе дизельного топлива, или бензина, или конденсата, или безводной нефти.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что удельный вес обратной углеводородной эмульсии достигают путем добавки утяжелителя.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в водный раствор катионоактивного поверхностно-активного вещества добавляют глиностабилизатор.