Способ изоляции водопритока в нефтяных скважинах

Способ изоляции водопритока в нефтяных скважинах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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

09 О1)

4(51) Е 21 В 43/32. СОЮЗ COBETCHHX

ОН НН НН

РЕСГ1УБЛИК

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОЙРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТЬ9

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

N ABTOPCNOIIIP CÂNOOTCICOTN

1 а53

1

Н (21) 3590122/22-03 (22) 16.05.83 (46) 30.01.85. Бкл. Ф 4 (72) Г.А. Орлов, И.Г. Юсупов, Н.Н. Кубарева, Л.А. Петрова, М.Ш. Кендис и Я.И. Сулейманов (71) Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промыкпенности (53) 622.245.43(088.8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР !

t- 762305, кл. В 21 А 33/138, 1976.

2. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин.

И., ВНИИОЭНТ, 1972, с. 36-37. (54) (57) 1. СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ путем доставки в пласт тампонирующего сос- тава в углеводородной жидкости с добавками поверхностно-активных веществ, отличающийся тем, что, с целью повьппения эффективности изоляции водоносных эон пласта, в качестве поверхностноактивных веществ в углеводородную жидкость вводят эмульгатор с высокой адсорбционной способностью к породе обводненного пласта.

2. Способ по п. 1, о т л и ч а ю щ и и с.я тем, что в качестве эмульгатора вводят в эмульсию солянокислые соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов и петролатум (марка ЭС-1) нли дегидратированный полиамид (марка ЭС-2) или щелочные отходы сернокислотной очистки масел и моноэтаноламин (марка ЭС-3) в количест-. ве 0,12-4,0 o6.X.

3. Способ по п. 1, о т л и ч а юшийся тем, что в полученную сложную эмульсию перед доставкой в пласт вводят деэмульгатор.

Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности, в частности к способам изоляции водоносных зон пласта.

Известен способ ограничения водопритока водонефтяной эмульсией, состоящей из нефти, воды и эмульгатора, приготовленной на поверхности и затем добавленной в пласт (1) .

Недостатком этого способа является кратковременный эффект, так как эмульсия удерживается в проницаемой водоносной зоне только за счет вязкости.

45

Известен способ изоляции водопритока в нефтяных скважинах путем доставки в пласт тампонирующего состава на основе углеводородной жидкости с добавками поверхностно- 20 активных веществ (2 .

Данный способ характеризуется низкой надежностью изоляции водоносных зон, так как теоретически предполагается,что эмульсия в порис- 25 той среде должна насытиться водой, в результате чего произойдет ее разрушение, Но, поскольку эмульсия обладает вязкостью в несколько десятков раз большей вязкости нефти g0 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 эмульсия вытесняется на забой флюидом пласта, где она насыщается воцой из обводненной нефти 40 и разрушается, что приводит к образованию осадка в стволе скважины, который забивает скважинное оборудование (насос, насоснокомпрессорные трубы и т.д.) . Поэтому при таком 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 адсорбционной

186 2 способностью к породе обводненного пла"та.

Причем 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 сернокислотой очистки масел и моноэтаноламин (марка

ЭС-3) в количестве 0,12-4,0 об..7..

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 адсорбци онная способность 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 высокоокисленным петролатумом, ЭС-2— дегидратированные полиамиды, ЭС-3— синергетическая смесь щелочных отходов сернокислотной очистки масел с моноэтаноламином. В зависимости от наличия и количества реакционноспособных функциональных групп аминов или амидов зависит адсорбционная способность ПАВ. Следует отметить, что такие эмульгаторы

1137186

15 как кальциевые мыла синтетических жирных кислот, эфиры и т.д., будучи отличными эмульгаторами, совершенно не обладают адсорбционной способностью к горным породам, поэтому 5 использовать их для указанной цели нельзя .

Таким образом, эмульгаторы, обладающие достаточной адсорбционной способностью к горным породам, 10 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 плас- 2G та, можно точно определить необходимую концентрацию эмульгатора эмульсии.

В качестве материалов, образующих осадок, в результате дестабили- с5 зации эмульсии, приведены водный раствор СаС1 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

35 композициями, где получены результаты, аналогичные композиции гипан— водный раствор СаС12.

Повышение эффектйвности и коэффициента надежности изоляции водоносных4 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 разрушается, 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

51 на нужные расстояния. В нефтенасыщенной пористой среде эмульгатор на породе не адсорбируется. Поэтому в нефтенасыщенной породе время жизни сложной эмульсии значительно больше, чем в водонасыщенной зоне, что позволяет вытеснить сложную эмульсию из нефтенасыщенной части и пласта и поднять на поверхность при освоении скважины после изоляционных работ. Если поступление воды было 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 предыдущих.

Эмульсию 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 своеыу прямому назначению, и необходимость его ввода не всегда обязательна. Если для стабилизации эмульсии использовался эмульгатор с достаточно высокей 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 адссрбционную 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, Я г/см вязкостью 9,8 ИПа с, 15Х-ный раствор СаС1, 12Х-ный раствор гидролизованного полиаклонитрила, эмульгаторы: солянокислыео соли кубового остатка от производства высокомолекулярных аминов (0,2-2,0) и петролатум (0,1-2,0X) (марка ЭС-1) дегидратированный полиамид (марка

ЭС-2); щелочные отходы сернокислотной очистки масел (0,5-1,2X) и моноэтаноламин (0,1-0,27) марка

3С-3), деэмульгаторы: сепароль 5084, доуфакс, дисолван 4411.

Технология приготовления эмульсии. В заданном объеме нефти раст1137186

При мер

0,3

69,7

0 3

69,7

11 30

49,88

49,88

О, 12

0,12

1! !

3 г

4,0

16

4,0

76,4

0,6

0,6

4 1

76,4

50

0,9

0,9

49,1

5 1

49, 1.

1,4

1,4

24,2

74,4 б 1

24,2

74,4 ворили эмульгатор, затем эту нефть .,разделили на 2 ч. В 1 ч, эмульгиро вали 15Х-ный раствор СаС1, а в гдругой — 12X-ный раствор гидролизо чанного полиакрилонитрила. Приготов- 5 ленные 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 ип.

В модель пласта закачали эмульсию в количестве 50 см и продавили

80 см нефти. Фильтрацию воды возобновили с противоположного закачке эмульсии и нефти торца, и определили закупоривающий эффект. Результаты лабора- ФО

1 ..торных 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 объеме до 10 см>. Затем фильтрация прекращается. При повышении давления вытеснения в 10 раз по сравнению с давлением закачки эмульсии фильтрация через модель пласта не возобновилась.

Йак видно из табл. 3, при фильтрации обратной эмульсии (содержащей эмульгатор, адсорбирующийся на породе), обработанной деэмульгатором, происходит полная закупорка породы.

Эмульгатор адсорбируется на породе, насыщенной водой, деэмульгатор в полном объеме разрушает эмульсию, освобождая водные растворы реаген1

Таблица 1!

Адсорбция, мг/м

Эмульгатор

6,0

ЭС-1 0,85

17,1

ЭС-2 0,7

2О ЭС-3 0,3

15,1

5,1

3,8

;Табли ца 2

Закупоривающий эффект, Х

Параметры сложной

Деэмульгаторы (свьппе 100Х) Фактичес кий поровый объем моКоэффициент проницаемости, дарси эмульсии

Дисолван

4411

Доуфакс

После изоляции о изояции

Вязэ/стабильдели пласта, СМЭ кость ность, В

0,0,00003

650 71 i173

1,55

100

35 l 00

0,00004

550 79 172

1,55

0,00004

320 89 175

100

1,54

0,00003

700 65

173

1,55

0,00003

175

580 71

1,54

100.0,00004

100

270 80

П4

1,55

0 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

; :эффект по сравнению с известным, используемым в промышленном масштабе.

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

:закупорки равный 100Х, а по аналогу с применением эмульсии — 65%. Предположим, что эффект. изоляции по ,предлагаемому способу в промысловых

37186 8 условиях будет равен 80Х. Учитывая предлагаемую 20Х-ную безэффективность изоляционных работ, стоимость ремон:та на каждую скважину увеличится на 3250 руб. Таким образом, по пред:лагаемому способу стоимость на один ремонт уменьшится на 3009 руб.

Глина Песок Мел

1137186

7 1 49,5

11 34,5

0,5

0,00003

0,5

1,0

8 1

0,00004

68

2,0

9 1

0,00005

2,0

76,4

10 1

76,4

11 1 . 49 1

11 49,1

50

24,2

1,4

12 1 74 4

11 . 74,4

13 1 49 5 24, 2

1,4 !

0,5

0,5

14 1

$0

68

68

2,0

Вр ме

11 34,5

1,0

2,0

0,6

0,6

0,9

0,.9

1137186!

2 ори»

Параметры сложной эмульсии

Дисолван

4411

До изоляции е изоВязкость с

173

1,54

l00

1 5

173

t,55

f00

110 86 175

1,54

100

0,00002

174

1,54

f00

0,00002

1,50

178

100

0,00003

100

89 176

1,52

510 90 176

1,55

1,32

45

173. 16

1,53

1,38

100 180

1,51

1,41

Деэмульгаторы (свиве fOOX) э/стабиль- ность, В

450 70

360 81

715 69

310 80

310 97

Фактический лоровый объем мо-. дели лласта, см !

Продолжение табл. 2

Коэффициент цроницаемести, дарси 13

1137186

0,3

69,7

69,7

50

80 4,0

4 1

76,4

0,9 50

49 1

5 1

49,1

0,9 б 1

24,2

0,00003

50

50

0,00005

10

76,4

76,4

11 23

11 30 0 3

1 49,88 0,.12

11 49,88 О, 12

11 80 4 О

23 — — 0,6 76,4

23 — — О б

744 - — 1 4 242

74 4 — — 1 4

7 1 49,5 — 0,5 t1 34,5 - 0,5

1 59 — f 0

11 49 - 1 0

68 - — 2,0

11 68 - 2 О

0,00004

0,00004

1137186

15

Таблица 3

Коэффициент проницаемостй, дарси

Параметры сложной эмульсии

Доуфакс

680 70

0,00003 2

100

1,55

173

100

600 80

О, 00004

t72

1,55

300 .88

300 88

175

1,54

100

1,54

175

100

0,00003

710 67

172

106™

1,55

0,00003

100

575 72

175

1,54

260 . 89

0,00004

173

100

1,55

1,54

100

460 70

173

365 80

173

100

t75

110 86

1,54

0,00002 700 70

175

1,54

100

Демульгаторы (свыше 100) Дисолван

4411

0,00004

0,00004

Вязкость э/стабильность, В

Фактический поровый объем модели пласта, см

ДО изо ляции

После изоляции

Закупоривающий эффект, Ж

1137186

Исходные составляющие, об.й

При- Э мул мер си

Демульгаторы (свыше 1001) Эмульгатор

ЗС-1

Сепароль 5084

49, 1 — — 0,6 50

11 1

11 49 1 — — 0,6

0,9 24,2

0,9

12 1

24,2

13 1 49,5 — 0,5 1,4 50

11 34,5

0,5 1,4

59 — 1,0

14 1

11 49 — 1,0 l5 1

68 — 2 О

30

68 — 2,0

74,4

74,4

10Х-ный раствор поливини лового спирта

53-ный раствор борной кислоты

) ) 37)86

Продолжение табл. 3

Демульгаторы (свьаае 100) купоривавщий эффект, .Х оэффициент проницаемости ф дэрси

Дисолван Доуфа

4411 о изо яцни

1,50

178

0,00002 300 80.

176

0,00003 90 89

100

1,50

1,48

1,52 f 73

510 90

1,51

300 95

174

1,39

1,42

100

174

1,52

Составитель И.Лонакова

Редактор М. Бандура Техред 3. Палий Корректор Н. Король

Тираж 540 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений.и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб ., д. 4/5

Эаказ 10484)22

Филиал ППП. "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Параметры сложной эмульсии

Ч э/стаильность, В актичес кий лоро

ый объе одели пласта,, см