Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин
METHOD OF PREVENTION OF FORMATION WATER BREAKTHROUGHS TO FACES OF GAS, GAS-CONDENSATE OR GAS HYDRATE WELLS

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к технологиям предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин.
Пластовые воды являются спутником залежей углеводородов в большинстве месторождений. Чаще всего пластовые воды расположены в пониженных зонах газовых, газоконденсатных или газогидратных пластов. Однако, в некоторых случаях пластовые воды могут располагаться в разрезе продуктивной части пласта, создавая отдельные водоносные горизонты.
Принято выделять три следующих типа пластовых вод: остаточная вода, подошвенная и краевая. Остаточной называют воду, оставшуюся в пласте со времени образования залежи. Подошвенными или краевыми называют воды, заполняющие пустоты коллектора под продуктивным пластом и вокруг него.
Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему, равновесие которой нарушается при разработке залежи. При нарушении равновесия пластовой системы вследствие изменения температуры и давления начинается фильтрация пластовых флюидов в пористой среде и их перераспределение по пласту.
Эксплуатация добывающих скважин, вскрывших газовые, газоконденсатные или газогидратные пласты, сопровождается созданием значительных перепадов давлений на забое, что способствует подтягиванию и прорыву подошвенных или краевых пластовых вод. Данные явления приводят к снижению эффективности эксплуатации добывающих скважин вплоть до их остановки в связи с полным обводнением скважины и отсутствием экономической целесообразности дальнейшей эксплуатации.
Эффективность разработки газовых, газоконденсатных или газогидратных месторождений определяется степенью выработки запасов, которая в значительной степени зависит от степени неоднородности горных пород. Макро- и микронеоднородность горных пород пласта оказывают значительное влияние на скорость продвижения пластовых вод в газонасыщенную часть пласта. При этом в обводненной части пласта остается защемленный газ, объем которого зависит от свойств коллектора и условий обводнения пласта.
Разработка газогидратных месторождений исходит из общего принципа - газ из связанного гидратного состояния в пластовых условиях переводится в свободное состояние с последующим отбором добывающими скважинами. Существующие методы перевода газа из гидратного в свободное состояние основываются на снижении пластового давления ниже давления разложения гидрата.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений с водонапорным режимом можно выделить три периода процесса вытеснения газа водой: безводный, смешанный и период снижения давления от начального до конечного. При этом, коэффициент извлечения газа выше в песчаниках, чем в карбонатных породах. С ростом поверхностного натяжения воды коэффициент извлечения газа снижается.
А.И. Ширковский получил следующую формулу для определения коэффициента газоотдачи для случая вытеснения газа водой при постоянном давлении:
где
β - отношение отобранных запасов газа к начальным, д.ед.
н
ρ - начальная газонасыщенность, д.ед.
0
m - коэффициент абсолютной пористости пласта, д.ед.
0
ρ
σ - отношение поверхностных натяжений при текущем давлении на границе раздела газ-вода σ и начальном давлении
0
в
г
н
μ - отношение вязкости воды μ и газа μ при текущем давлении р на границе раздела газ - вода и начальном давлении р
Коэффициент остаточной газонасыщенности а представляет собой отношение объема порового пространства, занимаемого газом в момент прорыва воды к выходному сечению модели, к объему порового пространства модели:
Влияние ряда факторов на величину коэффициента извлечения газа остается недостаточно изученным.
Разработка газовых и газоконденсатных залежей при упруговодонапорном режиме сопровождается снижением давления в газовой части пласта и в заводненной зоне. При этом защемленный газ расширяется и частично фильтруется в газонасыщенную часть пласта. Физические процессы, протекающие при этом в заводненном участке пласта, также недостаточно изучены.
Вышеуказанное свидетельствует о наличии зависимости между темпом и уровнем обводнения залежей углеводородов и коэффициентом извлечения газа.
В связи с этим для решения задачи повышения эффективности выработки запасов газа необходимо внедрение способов предотвращения прорывов пластовых вод к забоям добывающих скважин, вскрывших газовые, газоконденсатные или газогидратные пласты.
2
Из патента РФ на изобретение №2569941 (МПК Е21В 33/13, Е21В 43/32, C09K 8/42, Е21В 43/27, опубликован 10.02.2015) известен способ изоляции подошвенной воды, применяющийся в нефтегазодобывающей промышленности при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале обводнившегося пласта, закачку углеводородной жидкости для удаления воды из призабойной зоны, солянокислотную обработку призабойной зоны для увеличения проницаемости, продавку в пласт водоизоляционной композиции с целью установки водоизоляционного экрана, докрепление экрана раствором микродур RU с сульфацеллом, в обводнившемся интервале установку цементного моста, испытание его на прочность и герметичность, промывку скважины и освоение пласта. В качестве водоизоляционных композиций могут использоваться следующие композиции: модификатор (113-53 или 113-85) + этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) + гидрофобная кремнийорганическая жидкость; этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТО 16) + синтетическая виноградная кислота + хлорид кальция (CaCl). Основными недостатками способа являются необратимость блокирующего эффекта, многостадийность реализации, усложнение реализации известного способа в условиях нефтегазодобывающего промысла за счет необходимости перфорации эксплуатационной колонны и проведения солянокислотной обработки призабойной зоны пласта, необходимости докрепления водоизоляционного экрана, увеличение трудозатрат.
Из патента США на изобретение №6165948 (МПК C09K 8/035, Е21В 43/32, Е21В 21/06, Е21В 43/16, опубликован 26.12.2000) известен способ осушения горных город, содержащих неподвижную пластовую воду, в радиусе дренирования газовых скважин и подземных газохранилищ. Согласно способу горную породу, содержащую воду, гидрофобизируют с помощью дисперсии, содержащей в своем составе следующие компоненты: А) водоотталкивающее активное вещество, Б) гидрофильный смешивающий с водой диспергатор и дополнительно В) диспергатор. В качестве водоотталкивающих веществ (А) могут применяться, в частности, гидрофобизированные неорганические вещества или кремнийорганические полимерные соединения. Примерами гидрофобизированных неорганических веществ являются, в частности, смешанные оксиды кремния и алюминия. Недостатками способа являются сложность реализации способа за счет многокомпонентности химической композиции и наличия в композиции полимерных соединений, время реакции которых в данных условиях является непредсказуемым, сложность за счет необходимости приготовления композиции в промышленных масштабах, а также закачки в скважину и фильтрации в глубь пласта, что не позволяет эффективно предотвратить прорывы пластовых вод в скважину, невозможность регулирования реологических параметров полимерных систем, используемых в качестве водоотталкивающего вещества, и необратимость блокирующего эффекта воздействия. Предлагаемая в способе многокомпонентная химическая композиция является чувствительной к минерализации и химическому составу дисперсионной среды -воды.
Из патента США на изобретение №4276935 (МПК C09K 8/502, C09K 8/82, Е21В 43/32, опубликован 07.07.1981) известен способ обработки подземных газоносных пластов для снижения добычи воды из них. Избыточная добыча воды из добывающей газовой скважины существенно снижается путем впрыскивания разбавленной углеводородами эмульсии вода-в-масле, содержащей загущающий полимер, такой как полиакриламид, причем впрыскиваемый эмульгированный полимер набухает при контакте с соединенной водой в подземном газодобывающем пласте для ограничения переноса воды через него в направлении добывающей газовой скважины. Недостатками способа является снижение эффективности эксплуатации скважины за счет применения полимерных соединений, которые характеризуются высокой чувствительностью к минерализации и химическому составу технологической и пластовой воды, и за счет непредсказуемой реологии в процессе закачки в скважину и фильтрации в глубину пласта, а также необратимый блокирующий эффект.
3
3
3
Из патента РФ на изобретение №2534373 (МПК Е21 В 43/32, опубликован 27.11.2014) известен способ изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники. Способ обеспечивает возможность изоляции притока пластовых без глушения скважин с сохранением газонасыщенной толщины пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей, заполнение скважины газовым конденсатом, последующий подъем гибкой трубы до башмака лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонны первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащей этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 м на каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу. Затем осуществляют последующее закачивание через кольцевое пространство второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0,6 м на каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме лифтовой колонны и внутреннего пространства скважины - эксплуатационной колонны ниже башмака лифтовой колонны. Далее осуществляют повторный спуск гибкой трубы в интервал газоводяного контакта, закачивание через гибкую трубу гидрофобной кремнеорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м на каждый метр водоносной толщины пласта, обратную промывку скважины в объеме 2-х циклов с противодавлением. Гибкую трубу извлекают из скважины и последнюю оставляют на реагирование под давлением. Недостатками способа является технологическая сложность реализации процесса закачки составов в скважину, а также снижение эффективности ограничения прорывов пластовых вод в добывающую скважину за счет применения химических композиций необратимого и неконтролируемого блокирующего действия с низкой глубиной проникновения в глубь пласта.
Из патента РФ на изобретение №2136877 (МПК Е21В 43/32, Е21В 33/13, опубликован 10.09.1999) известен способ изоляции подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах. Способ включает закачку в насосно-компрессорные трубы после остановки скважины жидких углеводородов и запуск скважины в работу через определенное время, при этом закачку расчетного количества жидких углеводородов осуществляют порциями, через определенные промежутки времени, а в качестве жидких углеводородов используют отработанные нефтепродукты с добавками поверхностно-активных веществ, способствующих гидрофобизации пород-коллекторов в призабойной зоне. Кроме этого, закачку жидких углеводородов производят при появлении следов пластовой воды в продукции газовой скважины. Недостатком способа является снижение эффективности предотвращения прорыва пластовых вод в добывающую скважину в условиях высоких перепадов забойных давлений, создаваемых при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин, за счет применения маловязкой композиции, направленной исключительно на гидрофобизацию поверхности каналов фильтрации.
Из патента РФ на изобретение №2438009 (МПК Е21В 43/16, опубликован 27.12.2011) известен способ разработки газогидратных месторождений. Изобретение обеспечивает создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин за счет снижения водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, и, как следствие, снижение вероятности самоконсервации гидратов. Способ заключается в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта. Затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта. Одновременно осуществляют сепарацию газожидкостной смеси в скважине. При этом добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт. Недостатком способа является невозможность регулирования процесса гидратообразования в условиях многофазной фильтрации водогазовой смеси. Данный способ не предусматривает создание водонепроницаемого экрана в призабойной зоне газового пласта, а наоборот - направлен на вскрытие водоносного нижележащего пласта с их последующей совместной эксплуатацией, т.е. рассматриваемый способ не предусматривает предотвращение прорыва пластовых вод в добывающую скважину, в соответствии с чем не является эффективным.
Для решения указанных проблем разработки газовых, газоконденсатных или газогидратных месторождений предлагается способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям добывающих скважин, основанный на закачке в призабойную зону пласта (ПЗП) эмульсионно-суспензионной системы с наночастицами двуокиси кремния. Добывающими скважинами в рамках настоящего изобретения являются газовые, газоконденсатные или газогидратные скважины.
Сущность изобретения заключается в том, что способ включает закачку в ПЗП экранирующей пачки, в качестве которой используют эмульсионно-суспензионную систему (ЭСС) с наночастицами двуокиси кремния, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12, эмульгатор - 2-3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0-1.5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, причем в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в качестве коллоидных наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-68, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Техническим результатом изобретения является снижение обводненности продукции скважины, снижение вредного воздействия на окружающую среду за счет обратимости блокирующего эффекта экранирующей пачки, упрощение реализации способа за счет одностадийности технологии, возможность регулирования реологических параметров экранирующей пачки, снижение трудозатрат и повышение технологической эффективности эксплуатации газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки ЭСС в добывающую скважину.
3
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности ЭСС (плотность водной составляющей - 1200 кг/м).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений термостабильности ЭСС при 140°С.
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений динамической вязкости ЭСС.
-1
На фиг. 5 приведена таблица, иллюстрирующая зависимость эффективной вязкости ЭСС от времени испытания (динамическая стабильность) при температуре 20,0°С и скорости сдвига 450,0 с.
Способ основан на радиальном размещении расчетного объема ЭСС на границе продуктивного и водоносного пластов, что позволяет создать непроницаемый экран для фильтрации пластовых вод в прискважинную зону продуктивного пласта. Уникальные физические свойства ЭСС позволяют эффективно применять способ в пластах с аномальными температурами, а также регулировать блокирующие свойства экранирующей пачки в зависимости от пластовых условий и режимов эксплуатации скважин путем изменения объемного соотношения составляющих.
Основными из уникальных физических свойств ЭСС является высокая термическая (140°С) и фильтрационная стабильности, регулирование смачиваемости поверхности горных пород, саморегулируемая вязкость в процессе закачки и при фильтрации в пластовых условиях.
Регулируемые в широких диапазонах значения градиента сдвига и динамическая вязкость наряду со стабильностью и поверхностной активностью ЭСС обеспечивают надежную блокировку водоносных зон и способствуют притоку углеводородов в скважину. В результате целенаправленной закачки расчетного объема ЭСС на границе раздела водоносного и газового пластов формируется радиальная экранирующая пачка, размеры которой зависят от плотности сетки добывающих скважин и режимов эксплуатации скважин.
При фильтрации ЭСС в пористых средах горных пород эффективная вязкость системы зависит от объемного водосодержания и скорости фильтрации, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это объясняет саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации ЭСС в глубь пласта.
Выбор скважины и требования к объекту воздействия Для осуществления способа выбираются следующие скважины:
- газовые;
- газоконденсатные;
- газогидратные.
К скважинам предъявляются следующие основные требования:
- интервал перфорации и зумпф скважины должны быть свободны от массивных осадков, отложений и посторонних предметов, препятствующих фильтрации жидкостей в интервалы перфорации;
- обсадная колонна должна быть герметична;
- пластовая температура не лимитируется, но должна быть определена до начала работ;
3
- приемистость скважины по воде должна быть не менее 150 м/сут. при давлении нагнетания на устье не более 120 атм, при недостаточной приемистости проводят обработку ПЗП одним из стандартных методов увеличения приемистости скважины.
Расчет объема закачки ЭСС производится по известной методике, представленной в труде Оркин К.Г., Кучинский П.К. Расчеты в технологии и технике добычи нефти, Гостоптехиздат, 1959. Для расчета требуемого объема ЭСС для заполнения пустотного пространства горной породы в определенном радиусе от скважины можно использовать следующую формулу:
где:
3
V- расчетный объем, м;
out
R - внешний радиус оторочки эмульсионной системы, м;
w
r - радиус скважины, м;
h - толщина пласта, м;
m - коэффициент пористости коллектора, д.ед.;
SWL - связанная водонасыщенность, д.ед.;
SOWCR - остаточная газонасыщенность, д.ед.
Представленная методика учитывает геометрические размеры области воздействия, емкостные характеристики пласта. Использование в расчете связанной водонасыщенности и остаточной газонасыщенности позволяет учесть объем порового пространства, не участвующего в процессе фильтрации.
Технологический процесс приготовления ЭСС Приготовление ЭСС производится на блоке приготовления эмульсионных систем (БПЭС), который состоит из технологической емкости с установленной внутри лопастной мешалкой со скоростью вращения не менее 90 об./мин. и внешним центробежным насосом для циркуляции составляющих ЭСС. Необходимое технологическое оборудование для приготовления и закачки ЭСС в добывающие скважины представлено на фиг. 1.
Процесс приготовления ЭСС с помощью БПЭС является этапным, и включает в себя следующие шаги:
- набор в технологическую емкость БПЭС расчетного объема дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (5-12% об.);
- запуск лопастного перемешивателя и центробежного насоса на циркуляцию;
- ввод в технологическую емкость БПЭС расчетного объема эмульгатора (2-3% об.);
- ввод в технологическую емкость БПЭС расчетного объема коллоидных наночастиц двуокиси кремния (1.0-1.5% об.)
- ввод в технологическую емкость БПЭС расчетного объема водного раствора хлористого кальция или хлористого калия (остальное).
Ввод составляющих в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга. Скорость загрузки составляющих лимитируется всасывающей производительностью эжектора.
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными перемешивателями, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения и поддержания требуемых свойств стабильности систем рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств систем зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема технологической емкости БПЭС, чистоты используемых технологических емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической).
Контроль качества приготовления ЭСС проводится путем проверки седиментационной устойчивости систем. Тест считается положительным, если при выдержке образца ЭСС объемом 200 мл. при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение не более 2% от объема водной составляющей ЭСС.
Количество и вид специальной техники и оборудования для проведения работ на скважине представлены на фиг. 1. Расчет произведен при условии приготовления ЭСС с использованием БПЭС. Представленный перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.
Подготовительные работы на скважине
До начала работ по закачке ЭСС в скважину осуществляют следующие подготовительные работы на скважине:
- останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании;
- проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение по варианту закачки технологических жидкостей;
- определяют величину текущего пластового давления;
- производят расстановку техники для закачки ЭСС согласно утвержденной схемы;
- производят обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза, соблюдая меры безопасности.
- нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.
Технологический процесс закачки Для поддержания непрерывности процесса закачки, на кустовой площадке должно иметься достаточное количество автоцистерн, с необходимым объемом жидкостей для проведения операции.
Способ осуществляют путем непрерывной закачки расчетного объема ЭСС в добывающую скважину с постоянным контролем основных технологических параметров закачки. ЭСС содержит дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидные наночастицы двуокиси кремния, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
ЭСС может содержать (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-12, эмульгатор - 2-3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0-1.5, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. Эмульгатор может содержать (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния могут содержать (% об.):
- двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-68, вода - остальное, или
- двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68 и метиловом спирте - остальное, или
- двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Регулирование основных физических параметров систем и водных растворов солей производится на основе расчета объемов фаз составляющих и плотности.
Могут применяться два варианта закачки технологических жидкостей в скважину: прямой или обратный. Традиционно, процесс закачки технологических жидкостей производится в трубное пространство скважины (прямая закачка). Однако, для закачки ЭСС предпочтительным вариантом является обратная закачка через кольцевое межтрубное пространство.
Закачка технологических жидкостей должна производиться
непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности технологических жидкостей всплывающими газом.
Скорость закачки технологических жидкостей определяется величиной пластового давления и должна быть максимальной, превышающей производительность скважины при условии, что давление в скважине при этом не превышает предельно допустимого (по условиям давления опрессовки колонны).
Требуемая плотность технологических жидкостей определяется на основе расчета исходя из условия создания столбом технологических жидкостей давления, превышающего текущее пластовое давление на коэффициент безопасности.
Количество сухого хлористого калия или хлористого кальция, требуемого для приготовления необходимого объема водного раствора определенной плотности, рассчитывается по следующей формуле:
где:
р
М - количество реагента, кг;
p
3
Y - удельный вес реагента, г/см;
жг
3
Y - удельный вес технологических жидкостей глушения, г/см;
в
3
Y - удельный вес технической воды, применяемой для приготовления технологических жидкостей, г/см;
p
3
V - требуемый объем водного раствора, м.
В качестве заключительных мероприятий на скважине необходимо произвести следующие работы:
1. Проверить закрытие всех задвижек на фонтанной арматуре.
2. Разрядить нагнетательную линию, убедиться в отсутствии избыточного давления.
3. Демонтировать нагнетательную линию, не допуская розливов технологической жидкости (использовать экологические поддоны).
4. Разрядить давление до атмосферного в трубопроводе от скважины до групповой замерной установки.
Лабораторные исследования физических свойств ЭСС Для исследования физических свойств ЭСС были подготовлены образцы с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры систем:
- плотность;
- термостабильность;
- динамическая вязкость;
- динамическая стабильность.
После приготовления образцов систем производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Измерение плотности ЭСС
3
Измерения плотности образцов ЭСС производили пикнометрическим методом (плотность водной составляющей - 1200 кг/м). Результаты представлены на фиг. 2.
Измерение термостабильности ЭСС
Измерение термостабильности производили путем выдержки образцов ЭСС в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 8 часов при заданном температурном режиме 140°С.Тест считался положительным, если после 8 ч термостатирования из ЭСС отделилось не более 2 об.% воды от общего объема водной фазы. В результате экспериментов определено, что все образцы стабильны.
Оценка реологических свойств ЭСС
Результаты измерения динамической вязкости и динамической стабильности образцов ЭСС представлены на фиг.4 и 5. Измерения проводились при температуре 20°С (погрешность измерения температуры ±0,1°С) с использованием ротационного вискозиметра РЕОТЕСТ RV 2.1.
Определялись следующие показатели:
- эффективная (кажущаяся) вязкость (мПа⋅с) при прямом и обратном ходе измерений;
- напряжение сдвига (Па) при прямом и обратном ходе измерений;
- динамическая стабильность.
По результатам комплекса проведенных лабораторных исследований физических свойств ЭСС определены базовые технологические свойства разработанных систем, которые подтверждают их высокую термостабильность и регулируемую реологию.
Примеры осуществления способа
Пример 1
Провели подготовительные работы на скважине: остановили скважину, произвели ее разрядку, проверили исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании; определили величину текущего пластового давления; произвели расстановку техники согласно утвержденной схемы; произвели обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1.5 раза; нагнетательную линию оборудовали обратным клапаном.
По завершению подготовительных работ начали проведение технологической операции по закачке ЭСС в добывающую скважину.
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 426 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 5, эмульгатор - 2, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого калия плотностью 1120 кг/м - 92.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо - 58.8. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 47%.
Пример 2
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствие с порядком, указанным в примере 1.
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 302 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 7, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м - 89.25. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.7, дизельное топливо - 57.5. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 53%.
Пример 3
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 414 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м - 85.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 0.5.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 39%.
Пример 4
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 422 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 12, эмульгатор - 3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1230 кг/м - 83.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 68.0, вода - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 62%.
Пример 5
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 433 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 12, эмульгатор - 3, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м - 83.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.9, дизельное топливо - 56.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 24%.
Пример 6
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 378 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 11, эмульгатор - 2.8, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м - 84.9. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо - 58.8. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.5 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 31%.
Пример 7
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 399 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 9, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого кальция плотностью 1225 кг/м - 87.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 57.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 51%.
Пример 8
3
3
В газовую скважину произвели закачку ЭСС в объеме 415 м следующего состава, % об.: дизельное топливо - 7, эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1225 кг/м - 89.6. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40.5, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.6, дизельное топливо - 58.1. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 26%.
Пример 9
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 415 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1225 кг/м - 89.6. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40.5, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.6, дизельное топливо - 58.1. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 25%.
Пример 10
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 504 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 9, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1210 кг/м - 87.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 28%.
Пример 11
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 508 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1210 кг/м - 85.8. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 40.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 58.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 29.0 в этиленгликоле - 71.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 43%.
Пример 12
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 325 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого кальция плотностью 1220 кг/м - 84.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо - 57.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.0 в этиленгликоле - 70.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 48%.
Пример 13
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 376 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1220 кг/м - 83,5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.8, дизельное топливо - 57.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 55%.
Пример 14
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 361 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5, эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.0, водный раствор хлористого калия плотностью 1220 кг/м - 92.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 31%.
Пример 15
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 452 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 6, эмульгатор -3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.4, водный раствор хлористого калия плотностью 1220 кг/м - 89.6. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в этиленгликоле - 69.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 47%.
Пример 16
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 445 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м - 90.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 34%.
Пример 17
3
3
В газоконденсатную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 380 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 2.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.2, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м - 84.8. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.0. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.0 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 52%.
Пример 18
3
3
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 1080 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 9.0, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м - 87.0. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо - 57.8. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67.0, вода - 0.5.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 27%.
Пример 19
3
3
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 905 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5.0, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1190 кг/м - 90.5. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41.0, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия бентонита в дизельном топливе) - 0.5, дизельное топливо - 57.8. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 44%.
Пример 20
3
3
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 982 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 8.0, эмульгатор - 3.0, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м - 87.7. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 41.5, окись амина - 0.9, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 1.0, дизельное топливо - 56.6. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 30.5 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 2.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию со снижением обводненности на 40%.
Пример 21
3
3
В газогидратную скважину произвели закачку ЭСС в объеме 1095 м следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10.0, эмульгатор - 2.5, коллоидные наночастицы двуокиси кремния - 1.2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1175 кг/м - 86.3. При этом эмульгатор содержит, % об.: эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42.0, окись амина - 1.0, высокомолекулярный органический термостабилизатор (суспензия извести в дизельном топливе) - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидные наночастицы двуокиси кремния содержат, % об.: двуокись кремния - 31.0 в изопропаноле - 68 и метиловом спирте - 1.0.
Скважина была освоена и введена в эксплуатацию в безводном режиме со снижением обводненности на 38%.
Таким образом, изобретение позволяет оптимизировать технологический процесс обработки призабойной зоны продуктивного пласта, снизить обводненность продукции скважины, снизить вредное воздействие на окружающую среду за счет обратимости блокирующего эффекта экранирующей пачки, упростить реализацию способа за счет одностадийности технологии, регулировать реологические параметры экранирующей пачки, снизить трудозатраты и повысить технологическую эффективность эксплуатации газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин.