БЛОКИРУЮЩИЙ ГИДРОФОБНО-ЭМУЛЬСИОННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ПОВЫШЕННОЙ ГЛИНИСТОСТЬЮ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов скважин на месторождениях с терригенным типом коллектора, аномально низким пластовым давлением и повышенным содержанием глин. Технический результат - повышение отборов нефти из добывающих скважин с повышенным содержанием глин за счет создания защитной гидрофобной пленки на поверхности поровых каналов породы-коллектора, что приводит к уменьшению контакта глинистых компонентов с водной фазой жидкости глушения и снижению степени набухания глины. Блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав для глушения нефтяных скважин с повышенной глинистостью терригенных пород-коллекторов содержит, мас.%: углеводородную фазу - керосин марки ТС-1 6,1-12,2; смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами - эмульгатор «Ялан-Э2» марки Б2 0,7-1,1; минерализованную воду - 15 мас.%-ный раствор NaCl или CaCl₂ - остальное. 2 табл.

Блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав для глушения нефтяных скважин с повышенной глинистостью терригенных пород-коллекторов, включающий углеводородную фазу, эмульгатор «Ялан-Э2» марки Б2 - смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами и минерализованную воду, отличающийся тем, что содержит в качестве углеводородной фазы керосин марки ТС-1, в качестве минерализованной воды 15 мас.%-ный раствор NaCl или CaCl₂ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к технологическим жидкостям, используемым при проведении подземных ремонтов скважин на месторождениях с терригенным типом коллектора, аномально низким пластовым давлением и повышенным содержанием глинистой составляющей.

Известен состав жидкости для глушения скважин в период выполнения капитальных и текущих ремонтов скважин на основе минеральных солей (подтоварная вода, пластовая вода), хлоридов натрия, магния, кальция, фосфорнокислых солей (патент РФ № 2277629, опубл. 06.10.2006) плотностью до 1400 кг/м³, содержащий: водный раствор минеральных солей, в качестве ингибитора набухания глинистой составляющей продуктивного пласта используют, нитрилдиметилфосфоновую кислоту в количестве 0,01-0,05 мас.% от массы растворенных солей, в качестве ингибитора осадкообразования используют НТФ или СНПХ-5301М в количестве 0,01-0,05% от массы растворенных солей, в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют хлорид алкилтриметиламмония («ДОН-96»), ИВВ-1 и др.

Недостатком данного состава является сложность и длительность технологического процесса приготовления, включающая два этапа с разбавлением сеноманской водой и отстаиванием.

Известна жидкость для глушения скважин (патент РФ № 2203304, опубл. 27.04.2003), включающая, мас. %: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; алюмосиликатные микросферы (АСМ) - 5,0-15,0; вода - остальное.

Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства. Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении капитальных ремонтов скважин (КРС)

Известна эмульсия для глушения скважин (патент РФ № 2168003, опубл. 27.05.2001), включающая, мас.%: газовый конденсат -28,0-35,0; эмульгатор -конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) -7,0-12,0; хлористый кальций -18,0-24,0; химически осажденный мел (ХОМ) -1,0-3,0; кальцинированную соду -1,0-3,0; карбамид -0,5-1,5; воду -остальное.

Недостатком известного состава эмульсии является ее низкая стабильность, поскольку в качестве эмульгатора используется конденсированная сульфит-спиртовая барда, не обладающая высокими эмульгирующими свойствами. Кроме того, наличие в составе эмульсии химически осажденного мела приводит к необходимости проведения кислотной обработки призабойной зоны пласта после глушения скважины. Недостатком также является наличие большого количества используемых компонентов в составе эмульсии, что в промысловых условиях затрудняет процесс ее приготовления

Известен эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин (патент РФ № 2213762, опубл.10.10.2003), включающий, мас.%: газоконденсат - 25,0-30,0; эмульгатор -эмультал 4,5-5,0; наполнитель -алюмосиликатные микросферы (АСМ) -15,0-20,0; гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н -2,5-3,0; вода -остальное.

Недостатком известного эмульсионного состава является высокая фильтрация в условиях терригенного коллектора и повышенного содержания глинистой составляющей, а также низкая термостабильность, из-за которой уже через сутки происходит повышенное отделение воды.

Известен блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав (патент РФ № 2736671, опубл. 19.11.2020), принятый за прототип, содержащий: углеводородную фазу -нефть или дизельное топливо - 4,6-12,2%; эмульгатор «ЯЛАН-Э2»-от 0,7-1,5%; мраморную крошку фракции от 0,2 до 2 мм - 4,0-14,9%; минерализованную водную фазу - остальное.

Недостатком данного блокирующего состава является его низкая эффективность при работе с терригенными коллекторами, осложненными повышенной глинистостью, в силу добавления мраморной крошки в качестве кольматанта, что снижает фильтрационные свойства пород-коллекторов и приводит к необходимости дополнительных обработок скважины после проведения операций глушения.

Техническим результатом является повышение отборов нефти из добывающих скважин с повышенным содержанием глин.

Технический результат достигается тем, что блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав для глушения нефтяных скважин с повышенной глинистостью терригенных пород-коллекторов содержит в качестве углеводородной фазы керосин марки ТС-1, в качестве минерализованной воды 15 мас.%-ный раствор NaCl или CaCl2 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Заявляемый блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав для глушения нефтяных скважин, вскрывающих терригенные коллекторы с повышенным содержанием глин, включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:

- керосин марки ТС-1 -6,1-12,2% мас., соответствующий требованиям ГОСТ 10227-86;

- эмульгатор «Ялан-Э2» марки Б2 -0,7-1,1% мас. смесь продукта реакции аминов и/или аминоспиртов с жирными кислотами, выпускается по ТУ 2458-012-22657427-2000;

- минерализованная вода -остальное, выпускаемая по ГОСТ 6709-72.

Керосин используется в составе в качестве дисперсионной среды. Наиболее рациональное содержание керосина в составе от 6,1 до 12,2 % мас., в таком случае обеспечивается высокая стабильность раствора. При содержании керосина в растворе менее 6,1% не происходит полное растворение эмульгатора, а при содержании выше 12,2 % стабильность раствора значительно снижается за счет ускорения процесса расслоения водной и углеводородной фаз.

Эмульгатор «Ялан-Э2» марки Б2 в составе раствора отвечает за создание обратной эмульсии, а также обеспечивает высокую термостабильность и седиментационную устойчивость полученной эмульсии. Наиболее рациональное содержание эмульгатора «Ялан-Э2» в растворе составляет от 0,7 до 1,1 % мас., в таком случае раствор обладает высокой стабильностью. При содержании эмульгатора в растворе менее 0,7 % мас. снижается его термостабильность и седиментационная устойчивость, а при содержании эмульгатора более 1,1 % мас. наблюдается рост межфазного натяжения, что в свою очередь может негативно повлиять на фильтраицонные свойства продуктивного пласта после операций глушения.

Минерализованная вода представляет собой раствор NaCl или CaCl₂ 15% мас. Тип соли регулирует конечную плотность раствора. Если необходимая плотность раствора превышает 1,14 г/см³, в качестве наполнителя применяется CaCl₂, если необходимая плотность раствора меньше 1,14 г/см³, применяется NaCl.

Приготовление блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава при 760 мм рт. ст. и 20°С осуществляют следующим образом. В керосин дозируют эмульгатор «Ялан-Э2» марки Б2, после чего полученную смесь перемешивают при частоте оборотов мешалки 1000 об/мин в течение 5 минут. Затем в полученную смесь добавляют водную фазу в количестве, равном суммарному объему углеводородной фазы и эмульгатора и перемешивают раствор 5 минут при 1000 об/мин. По истечении 5 минут в раствор добавляют остаток водной фазы и перемешивают смесь при частоте 1500 об/мин в течении 15 минут.

Состав поясняется следующими примерами. В приведенных примерах масса каждого из растворов составляла 1000 гр.

В керосин 4,6 % мас. -дозировали эмульгатор «Ялан-Э2» 1,3% мас., после чего перемешивали полученный раствор при частоте вращения мешалки 1000 об/мин в течение 5 мин. В полученную смесь вводили часть водной фазы, равную сумме объемов эмульгатора и керосина - 5,9% мас. - и перемешивали 5 минут при частоте 1000 об/мин. Затем, не прекращая перемешивания, в раствор в течение 2 минут дозировали остаток водной фазы - 88,2% мас., после чего частота вращения мешалки повышалась до 1500 об/мин, и на такой частоте раствор перемешивался еще 15 минут.

Также были определены следующие физико-химические свойства предлагаемого состава: плотность, термостабильность, эффективная вязкость и статическое напряжение сдвига.

Термостабильность предлагаемого состава определена следующим образом: приготовленный состав помещался в термостат при температуре 105°С и выдерживался в течение 5 суток. Параллельно контрольная проба приготовленного раствора помещалась в стандартные условия -760 мм рт. ст. и 20°С. Раз в сутки визуально оценивалось состояние пробы и величина отделившегося слоя водной фазы. Если эта величина равнялась нулю, эмульсионная система считалась стабильной.

Первая серия экспериментов показала, что заявляемый блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав, в заданных диапазонах содержания керосина марки ТС-1 -от 6,1 до 12,2 % мас., эмульгатора «Ялан-Э2» от 0,7 до 1,1 % мас. и минерализованной водной фазы обладает повышенной термостабильностью и седиментационной устойчивостью в течение 5 суток при пластовых температурах до 105°С c возможностью регулирования плотности и реологических свойств раствора, а также позволяет в большей степени сохранить фильтрационные характеристики образцов терригенной породы с повышенным содержанием глин за счет минимизации контакта водной фазы с глинистой составляющей. Составы 1-3 не удовлетворяют требованиям по термостабильности, поэтому с ними не проводились последующие исследования гидратации. Следовательно, вне заявленных диапазонов технический результат не достигается.

Начиная с состава 4, проводилась вторая серия экспериментов, посвященная измерению гидратации глин под воздействием приготовленных растворов. В состав глушения помещался образец каолиновой глины на 24 часа для определения степени набухания частиц глины. Гидратация глинистого материала в открытом объеме под воздействием БГЭС проводилась на аппарате LSM-2100 при следующих условиях: давление -0,1 МПа, температура - 35°С; содержание глины в образце -100%, время воздействия -24 ч.

Лабораторные исследования были направлены на сравнение воздействия на глинистый материал БГЭС и традиционных водных составов глушения.

Таблица 1. Результаты определения физико-химических свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава и исследования гидратации глинистого материала под воздействием составов глушения.

Исследование набухания каолиновых глин под воздействием составов 4-11 показали, что заявляемый блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав существенно снижает гидратацию глинистого материала пород-коллекторов в сравнении с традиционными водно-солевыми составами глушения.

Последующие фильтрационные исследования по оценке степени восстановления проницаемости терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью проводились в следующих условиях: репрессия при моделировании глушения скважины -20 МПа, пластовое давление -12 МПа, пластовая температура -40°С, содержание глины в образцах керна -10-20%, скорость фильтрации модели нефти -1-5 см³/мин, вязкость модели нефти 0,8 мПа⋅с.

Лабораторные фильтрационные исследования проводились в три этапа: определение исходной проницаемости керна по модели нефти; моделирование процесса глушения модели терригенного коллектора с повышенным содержанием глинистости; моделирование процесса работы добывающей скважины после операций глушения и освоения (определение изменения коэффициента начальной проницаемости образца керна по модели нефти).

Обработка результатов фильтрационных экспериментов заключалась в следующем: определялись градиенты давления до и после закачки блокирующей ЖГС в керн, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по модели нефти до и после закачки исследуемого состава в керн; фиксировался начальный градиент давления сдвига блокирующей ЖГС в керне моделью нефти при моделировании процесса освоения скважины; выполнялся расчет коэффициента относительного изменения проницаемости керна после его обработки исследуемой блокирующей ЖГС:

где - коэффициент изменения проницаемости, %;

k₁ - коэффициент проницаемости образца породы до обработки составом глушения, мД;

k₂ - коэффициент проницаемости образца породы после обработки составом глушения, мД.

Таблица 2. Результаты фильтрационных исследований, по оценке фильтрационных свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава.

Блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав создает защитную гидрофобную пленку на поверхности поровых каналов породы-коллектора, что приводит к уменьшению контакта глинистых компонентов с водной фазой жидкости глушения и, как следствие, снижение степени набухания глины.