Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способам приготовления и применения гидрофобных эмульсий - жидкостей глушения скважин. Технический результат - расширение области применения предложенных составов гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин. Состав блокирующей гидрофобной эмульсии БГЭ для комбинированной технологии глушения и освоения скважин содержит, об.%: тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м3 - термогазойль или антраценовую фракцию 20-25, маслорастворимый эмульгатор - нефтенол НЗ или санкор 9701 2-5, 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия 23-25, 52,2%-ный водный раствор карбамида 40-45 и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3 остальное. В способе приготовления этого состава механическим перемешиванием компонентов в смесителе пропеллерного типа вначале в смеситель загружают указанные растворитель, эмульгатор и растворы нитрита натрия и карбамида, перемешивают 15-20 мин, затем небольшими порциями при перемешивании вводят водный раствор хлорида кальция до получения эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м3. Состав деблокирующей гидрофобной эмульсии ДГЭ для комбинированной технологии глушения и освоения скважин содержит, об.%: керосино-газойлевую фракцию нефтяных углеводородов КГФНУ 25-30, эмульгатор РДН 5-7, концентрированную соляную кислоту плотностью не менее 1170 кг/м3 25-30 и водный раствор хлорида кальция плотностью не менее 1400 кг/м3 остальное. В способе приготовления этого состава механическим перемешиванием компонентов в смесителе пропеллерного типа вначале загружают КГФНУ и РДН, затем вводят при постоянном перемешивании небольшими порциями кислоту, а затем так же водный раствор хлорида кальция до достижения плотности эмульсии не менее 1200 кг/м3. В комбинированной технологии глушения скважин КТГС вначале в межтрубное пространство скважины закачивают БГЭ, скважину закрывают и выдерживают 24 ч, затем закачивают задавочную жидкость ЗЖ, объемы БГЭ и ЗЖ рассчитывают по приведенным формулам. В способе освоения скважины ОС после глушения, включающем создание депрессии на пласт путем вытеснения из скважины ЗЖ газовой фазой, при указанном КТГС ОС осуществляют закачкой в скважину ДЭ в объеме, превышающем не менее чем в 2 раза объем БГЭ, с разрушением обеих эмульсий на забое скважины с выделением в свободном виде азота и углекислого газа в объемах, достаточных для снижения уровня ЗЖ в скважине, для создания необходимой для ОС депрессии на пласт, причем разрушение осуществляют при избыточном не менее 5 мас.% содержании соляной кислоты в продуктах реакции с кратковременным повышением температуры до 300°С и более, образованием микроэмульсии указанных растворителей с эмульгаторами в водных растворах кислоты и хлоридов натрия и кальция с обеспечением кислотного и теплового воздействия на пласт, его очистки и гидрофобизации. 6 н. и 1 з.п. ф-лы, 5 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способам приготовления и применения гидрофобных эмульсий - специальных жидкостей глушения скважин ЖГС, при закачке которых в скважину не только прекращается фонтанирование из нее пластового флюида, но, в результате более высокой плотности гидрофобных эмульсий по сравнению с плотностью пластовой воды, в призабойной зоне скважины происходит также замещение водной фазы на углеводородную фазу, что, в свою очередь, предотвращает нежелательный процесс насыщения призабойной зоны пласта-коллектора водой, приводящей к снижению его фазовой проницаемости по нефти.
Известен состав ЖГС на основе гидрофобных эмульсий, содержащий в качестве углеводородной дисперсионной среды жидкий нефтепродукт плотностью не менее 830 кг/м3, в качестве эмульгирующего компонента сырую, необработанную реагентом-деэмульгатором, разгазированную, тяжелую асфальтосмолистую нефть с высоким, не менее 100 мкг/г, содержанием металлопорфириновых комплексов в количестве 1,0-5,0 мас.%, а в качестве дисперсной фазы пресную воду, или пластовую воду, или водные растворы солей различной плотности в количестве до ее содержания, равного 70 об.%, при этом для приготовления данного состава гидрофобной эмульсии в указанной углеводородной среде растворяют указанный эмульгирующий компонент и затем постепенно эмульгируют указанную дисперсную фазу до получения гидрофобной эмульсии заданной плотности (Патент RU №2152972 С1, 09.03.1999). Возможность изменения плотности гидрофобных эмульсий в широких (от 930 до 1600 кг/м3) пределах, путем варьирования плотностью и концентрацией дисперсной фазы, низкое коррозионное воздействие на скважинное оборудование и отсутствие негативного влияния на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта-коллектора, делают ЖГС на основе гидрофобных эмульсий, по мнению многих исследователей, наиболее перспективными. Недостаток данного типа ЖГС - высокие затраты с приготовлением и применением больших объемов гидрофобных эмульсий, а высокая вязкость и адгезионные свойства обратных эмульсий обуславливают дополнительное загрязнение насосно-компрессорных труб (НКТ) поднимаемых из скважин, заполненных эмульсией, что существенно ухудшает условия работы персонала при проведении ремонтных работ на скважине, загрязняет окружающую среду нефтепродуктами и может явиться причиной их возгорания.
Известна комбинированная технология глушения скважин жидкостями на углеводородной и водной основах, лишенная некоторых из указанных недостатков.
Суть данной технологии заключается в том, что небольшой объем гидрофобной эмульсии (3-6 м3) доставляют на забой скважины с целью перекрытия интервала перфорации продуктивного пласта, где в качестве задавочной жидкости используют пресную или пластовую воду, или водный раствор солей с заданной плотностью, который и закачивают в верхнюю часть скважины. При этом для осуществления данной технологии необходимо, чтобы плотность обратной эмульсии была бы больше средневзвешенной плотности скважинной жидкости и плотности задавочной жидкости. В данной технологии для приготовления гидрофобной эмульсии в качестве дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки, а дисперсной фазой является концентрированный водный раствор хлорида кальция, при этом в качестве эмульгатора используют специальные добавки, такие как, например, нефтехим-1, СМАД-1 и др. (Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, стр.147-160).
Основной недостаток таких гидрофобных эмульсий - их невысокая агрегативная устойчивость во времени, особенно при повышенных температурах (80-100°С). Наиболее близким к заявляемому составу, способу приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин является состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин, содержащий, об.%: в качестве дисперсионной среды - смесь керосино-газойлевой фракции нефтяных углеводородов и тяжелого (плотность 1550-1560 кг/м3) хлорорганического растворителя АПК, в соотношении объемов при котором плотность смеси не ниже 1200 кг/м3, 30-50, в качестве эмульгирующего компонента - реагент РДН (по ТУ 2458-001-211-660-06-97) 4,5-7,5, в качестве дисперсной фазы - водный раствор хлорида или нитрата кальция с плотностью не ниже 1200 кг/м3 и равной плотности дисперсионной среды 50-70. Данный состав гидрофобной эмульсии получают путем предварительного перемешивания заданных объемов реагента РДН и растворителя АПК, затем в полученный раствор постепенно добавляют определенный объем керосино-газойлевой фракции до получения смеси (дисперсионной среды) с плотностью не ниже 1200 кг/м3, после чего в полученную дисперсионную среду при постоянном перемешивании постепенно добавляют заданный объем указанной дисперсной фазы.
Образующийся при этом состав гидрофобной эмульсии, плотностью не ниже 1200 кг/м3, обладает практически неограниченной во времени агрегативной и кинетической устойчивостью. В комбинированной технологии глушения скважин данный состав используют в качестве нижней части комбинированного столба ЖГС перекрывающей призабойную зону пласта-коллектора, при этом объем состава гидрофобной эмульсии, необходимый для закачки в скважину определяют по формуле: Vгэ=[Vсум×(qгл-qзж)]:(qгэ-qзж), где qгл - средневзвешенная плотность комбинированного столба ЖГС, кг/м3, qгэ - плотность состава гидрофобной эмульсии, кг/м3, qзж - плотность задавочной жидкости (пресной воды или водосолевого раствора), кг/м3 (Патент RU №2156269 С1, 04.08.1999). Недостатки данного технического решения:
- использование в составе гидрофобной эмульсии в качестве утяжелителя реагента АПК, включающего в своем составе хлорорганические соединения, которые в настоящее время запрещены к применению в процессах нефтедобычи,
- формулой расчета закачиваемого в скважину объема гидрофобной эмульсии не учитывается возможное «залипание» определенного объема гидрофобной эмульсии на стенках эксплуатационной колонны скважины и насосно-компрессорных трубах НКТ,
- не предусмотрен способ разрушения гидрофобной эмульсии на забое скважин и возможность использования продуктов разрушения данной эмульсии для осуществления таких операций как очистка призабойной зоны скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и создания депрессии на пласт для вызова притока при ее освоении.
Известен способ вызова притока флюидов из пласта при освоении скважин методом снижения уровня жидкости в скважине путем закачки в скважину системы раздельных фаз, одна из которых воздушная фаза (RU 2209948, С2, 2003.08.10).
Недостаток данного способа - использование воздушной фазы, что может привести к образованию в скважине взрывоопасной смеси с нефтяным газом.
Поэтому на практике при освоении скважин после глушения вызов притока чаще всего осуществляют методом свабирования (поршневания), когда с помощью специального поршня (сваба) производят откачку из скважины задавочной жидкости до тех пор, пока снижение давления (депрессия на пласт) не вызовет приток продукции в скважину. Недостаток данного способа - необходимость применения специального оборудования, длительность и энергоемкость процесса свабирования скважины.
Задачей данного изобретения является расширение области применения и повышения эффективности комбинированной технологии глушения скважин как за счет предложенного состава, способа приготовления и применения блокирующей гидрофобной эмульсии, а также за счет предложенного состава, способа приготовления и применения, при пуске скважины в эксплуатацию, деблокирующей гидрофобной эмульсии, обеспечивающих, в процессе их совместного разрушения на забое скважины, необходимой для освоения скважины депрессии на пласт, а также его очистку от АСПО и гидрофобизацию водонасыщенных участков пласта.
Указанная задача решается тем, что состав блокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин в качестве углеводородной дисперсионной среды содержит тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м3, например термогазойль (ТУ 38.1011254-89, плотность 1000-1020 кг/м3) или антраценовую масляную фракцию (ГОСТ 11126-86, плотность 1100-1120 кг/м3), в качестве маслорастворимого эмульгирующего компонента - нефтенол НЗ или санкор 9701, и дисперсную фазу, содержащую насыщенный 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия, насыщенный 52,2%-ный водный раствор карбамида и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%: указанный тяжелый ароматический углеводородный растворитель 20-25, указанный маслорастворимый эмульгатор 2-5, указанный раствор нитрита натрия 23-25, указанный раствор карбамида 40-45, указанный раствор хлорида кальция - остальное.
Из табл.1, где в качестве примера приведен состав 10 образцов предлагаемой блокирующей гидрофобной эмульсии, следует, что для обеспечения ее 100%-ной агрегативной устойчивости при постоянной - 75 об.% концентрации дисперсной фазы, т.е. концентрации, при которой, как известно, и кинетическая устойчивость гидрофобных эмульсий также равна 100%, содержание маслорастворимого эмульгатора (нефтенола НЗ или санкора 9701) в предлагаемом составе должно быть не менее 2,0 об.%, в то же время увеличение содержания маслорастворимого эмульгатора более 5,0 об.% экономически нецелесообразно. Для того чтобы плотность предлагаемой блокирующей гидрофобной эмульсии была не менее 1200 кг/м3, при сохранении по стехиометрии в составе дисперсной фазы (для осуществления химической реакции с соляной кислотной, содержащейся в составе деблокирующей гидрофобной эмульсии) постоянного объемного соотношения между насыщенным 45,5%-ным водным раствором нитрита натрия, взятого в количестве 25-23 об.% и 52,5%-ным насыщенным водным раствором карбамида, взятого в количестве 45-40 об.%, содержание в составе блокирующей гидрофобной эмульсии хлорида кальция плотностью не ниже 1200 кг/м3, используемого в качестве «утяжелителя», может колебаться от 5 до 15 об.%.
Способ приготовления предлагаемой гидрофобной эмульсии, включающий механическое перемешивание компонентов в мешалке пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях предусматривает проведение следующих операций: вначале в смеситель загружают ароматический углеводородный растворитель, маслорастворимый эмульгатор и насыщенные водные растворы нитрита натрия и карбамида (мочевины), систему перемешивают в течении 15-20 мин, после чего в смеситель небольшими порциями при перемешивании вводят водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3 до получения блокирующей гидрофобной эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м3.
Состав деблокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин, в отличие от состава блокирующей гидрофобной эмульсии, характеризуется тем, что он в качестве дисперсионной среды содержит керосино-газойлевую фракцию (ТУ 38.101928-82), представленную в основном парафино-нафтеновыми углеводородами, в качестве эмульгирующего компонента - реагент РДН (ТУ 24-58-001-211660-06-97), а в качестве дисперсной фазы - концентрированную соляную кислоту плотностью не менее 1170 кг/м3 и водный раствор хлорида кальция плотностью не менее 1400 кг/м3, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%: указанная дисперсионная среда 25-30, РДН 5-7, указанная соляная кислота 25-30, указанный раствор хлорида кальция - остальное.
Как следует из табл.2, для приготовления агрегативно- и кинетически устойчивой деблокирующей гидрофобной эмульсии с концентрацией дисперсной фазы в пределах 70-75 об.%, содержание эмульгирующего компонента - реагента РДН в составе данной эмульсии должно быть в пределах 5-7 об.%. При меньшем содержании реагента РДН в составе снижается агрегативная устойчивость эмульсии, а большее содержание реагента в составе экономически нецелесообразно. Для того чтобы данная блокирующая гидрофобная эмульсия в составе дисперсной фазы содержала заданное (по стехиометрии 25-30 об.%) количество концентрированной соляной кислоты плотностью не менее 1170 кг/м3, а в качестве дисперсионной среды содержала 25-30 об.% керосино-газойлевой фракции нефтяных углеводородов, плотность которой не превышает 840 кг/м3, и имела плотность не менее 1200 кг/м3, содержание в составе деблокирующей гидрофобной эмульсии «утяжелителя» водного раствора хлорида кальция плотностью 1450 кг/м3 должно быть не менее 45 об.%. Способ приготовления деблокирующей гидрофобной эмульсии указанного состава, как и вышеуказанной блокирующей гидрофобной эмульсии, осуществляют путем механического перемешивания компонентов в смесителе пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях, причем вначале в смеситель загружают указанную дисперсионную среду и эмульгирующий компонент - РДН, затем при постоянном перемешивании в смеситель вводят небольшими порциями заданный объем концентрированной соляной кислоты, затем небольшими порциями вводят указанный объем раствора хлорида кальция до достижения плотности деблокирующей эмульсии не менее 1200 кг/м3.
Как показывает практика, эффективность комбинированной технологии глушения с применением для блокирования продуктивной зоны пласта тяжелой гидрофобной эмульсии во многом зависит от того в каком объеме и в какой последовательности производят закачку в скважину блокирующей гидрофобной эмульсии и вытеснение задавочной жидкостью из скважины содержащейся в ней газоводонефтяной смеси - скважинной жидкости.
Предлагаемый способ комбинированной технологии глушения скважин, включающий закачку в межтрубное пространство скважин, при открытой задвижке на насосно-компрессорных трубах НКТ, рассчитанного объема блокирующей гидрофобной эмульсии, выдержку скважины в закрытом состоянии в течение 24 часов для оседания этой эмульсии на забой, затем закачку задавочной жидкости, отличается от известного комбинированного способа глушениия скважин (RU №2156269 С1, 04.08.09) тем, что закачку в скважину предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии осуществляют в объеме, рассчитанном по формуле:
где:
Vбгэ -объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м3,
Тз - текущий забой скважины, м,
Ип - интервал перфораций продуктивного пласта, м,
f - коэффициент, учитывающий возможное «залипание» части объема бокирующей гидрофобной эмульсии на стенках НКТ и эксплуатационной колонны, равный (0,002×Тз),
k1 - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны скважины в объем.
Например, для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм k1=0,0125, т.е. объем 1 м эксплуатационной колонны равен 0,0125 м3.
Закачку рассчитанного объема предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии и его продавливание в скважину задавочной жидкостью с плотностью, обеспечивающей значение средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости, формируемого в скважине, равной или превышающей значение плотности гидростатического столба жидкости, обеспечивающего глушение скважины с известным пластовым давлением, определяют по формуле:
где:
qгл - средневзвешенная плотность комбинированного столба жидкости в скважине, состоящего из определенного объема задавочной жидкости и болокирующей гидрофобной эмульсии, кг/м3,
Ртзд - текущее пластовое давление скважины, кг/см3,
J - коэффициент превышения давления на пласт комбинированного столба жидкости глушения, формируемого в скважине задавочной жидкостью,
Ип - интервал перфорации продуктивного пласта, м,
Объем задавочной жидкости, необходимый для закачки в скважину блокирующей гидрофобной эмульсии, рассчитывают по формуле:
где:
Vзж - объем задавочной жидкости, м3,
Vсум - суммарный объем комбинированного столба жидкости глушения скважины ЖГС, м3, рассчитывали по формуле:
Vбгэ - объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м3,
Тз - текущий забой скважины, м,
k1 - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны в объем, м3/м,
k2 - коэффициент пересчета длины НКТ в объем, м3/м, например для НКТ диаметром 73 мм k2=0,0031,т.е. 1 м НКТ имеет объем 0,0031 м3.
Комбинированная технология глушения и освоения скважин с применением предлагаемых составов блокирующей и деблокирующей эмульсий была апробирована на четырех скважинах нефтяного месторождения Покачи (Западная Сибирь), где в 2002 г., при осуществлении планово-ремонтных работ, глушение данных скважин осуществляли известным комбинированным способом с использованием состава блокирующей гидрофобной эмульсиии по патенту RU №215626.
В табл.3 приведены исходные данные скважин №103, 139, 152 и 210, которые были использованы в предлагаемой технологии для расчета по вышеприведенным формулам суммарного объема (Vсум) и средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости глушения (qгл), объемов закачки предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии (Vбгэ), объемов задавочной жидкости (Vзж) - пресной или пластовой воды с известной плотностью, обеспечивающих технологический процесс глушения для каждой конкретной скважины, в том числе и объемов предлагаемого состава деблокирующей гидрофобной эмульсии (Vдбэ), который необходимо закачать в ту или иную скважину, для того чтобы осуществить процесс их освоения после завершения ремонтных работ на скважине. Результаты расчетов данных технологических параметров, использованных в предлагаемой технологи глушения указанных скважин, в обобщенном виде приведены в табл.4.
Для сравнения в табл.4 приведены результаты аналогичных расчетов, выполненные для комбинированной технологии глушения данных скважин по патенту RU №2156269.
Предлагаемый комбинированный способ глушения скважин с применением блокирующей гидрофобной эмульсии плотностью, превышающей плотность пластовой воды, в качестве нижней части комбинированного столба ЖГС и в качестве задавочной жидкости (верхней части столба ЖГС) пресной или пластовой воды, или водного раствора солей заданной плотности, так же, как и известный комбинированный способ глушения скважин по патенту RU №2156269, позволяет осуществлять процесс глушения скважин практически при одних и тех же параметрах давления комбинированного столба ЖГС на пласт.
Однако, как это следует из табл.4, предлагаемые в комбинированной технологии глушения скважин формулы расчета необходимых объемов закачки блокирующей гидрофобной эмульсии и задавочной жидкости позволили данную технологию осуществить при закачке блокирующей гидрофобной эмульсии на 50-60% меньше, чем при известном комбинированном способе глушения скважин.
В предлагаемом способе применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии освоения указанных скважин, включающем создание депрессии на пласт путем вытеснения из скважин задавочной жидкости газовой фазой, осуществляли путем закачки в каждую из скважин вышеуказанного состава деблокирующей гидрофобной эмульсии в объеме (см. табл.4), превышающем не менее чем в 2 раза объем блокирующей гидрофобной эмульсии, закаченной в ту или иную скважину.
Закачку в заглушенную скважину указанных объемов деблокирующей гидрофобной эмульсии осуществляли агрегатом ЦА 330 в межтрубное пространство скважины при открытой задвижке на НКТ, при этом выкидную линию от затрубного пространства скважины соединяли с приемной емкостью объемом не менее 35 м3, что обеспечивало улавливание вытесняемой из скважин жидкости в объеме, равном объему комбинированного столба жидкости глушения.
Вытеснение жидкости из скважины в приемную емкость, при закрытой задвижке на НКТ, начинало происходить с того момента, как только деблокирующая гидрофобная эмульсия, при ее оседании на забой скважины, вступала в контакт с находящейся там блокирующей гидрофобной эмульсией.
Как показали испытания предлагаемой технологии освоения скважин, начало вытеснения из заглушенных скважины в приемную емкость скважинной жидкости, при закрытой задвижке на НКТ, наблюдали через 2-3 часа после закачки в скважину указанного в табл.4 объема деблокирующей гидрофобной эмульсии.
При контактировании на забое скважин блокирующей и деблокирующей гидроофобных эмульсий в результате интенсивно протекающей термохимической реакции между соляной кислотой, содержащейся в дисперсной фазе деблокирующей гидрофобной эмульсии, и нитритом натрия и карбамидом, содержащимися в дисперсной фазе блокирующей гидрофобной эмульсии, происходит взаимное разрушение данных гидрофобобных эмульсий в соответствии с уравнением:
2NaNO2+2HCI+CO(NH2)2→2NaCI+2N2+CO2+3Н2О+Q,
При этом, как это следует из уравнения термохимической реакции, процесс совместного разрушения блокирующей и деблокирующей гидрофобной эмульсии в призабойной зоне скважины происходит с выделением в свободном виде азота и углекислого газа в объемах, которые многократно превышают объем обрабатываемых скважин, что и приводит к вытеснению из скважины в приемную емкость скважинной жидкости и снижению уровня ЖГС в скважине, достаточного для создания необходимой для освоения скважины депрессии на пласт. Кроме того, указанное разрушение блокирующей и деблокирующей гидрофобных эмульсий, исходя из взятых весовых соотношений нитрита натрия и карбамида в составе блокирующей гидрофобной эмульсии, и соляной кислоты в составе деблокирующей гидрофобной эмульсисии, обеспечивает избыточное, не менее 5,0 мас.%, содержание соляной кислоты в продуктах реакции. При этом на забое скважины в результате термохимической реакции одновременно происходит и кратковременное повышение температуры продуктов реакции до 300°С и более, что способствует образованию на забое скважины микроэмульсий керосиногазойлевых и ароматических углеводородных растворителей с содержащимися в них маслорастворимыми эмульгаторами в водном растворе соляной кислоты и хлоридов натрия и кальция. Все это, вместе взятое, при освоении скважины предложенным способом является мощным интенсифицирующим фактором воздействия на продуктивную зону пласта, приводящим к очистке его от асфальтосмолопарафиновых отложений и гидрофобизации водонасыщенных участков пласта, что способствует улучшению притока нефти в скважину.
В табл.5 приведены данные по изменению дебитов наблюдаемых скважин до и после их глушения способом по патенту RU №2156269 (данные за 2002 г.) и аналогичные данные по тем же скважинам, до и после их глушения, по предлагаемой комбинированной технологии глушения и освоения скважин с применением предлагаемых составов блокирующей и деблокирующей гидрофобных эмульсий.
Из представленных в табл.5 данных следует, что при испытании предлагаемой комбинированной технологии глушения и освоения скважин дебиты скважин по нефти после глушения не только не снизились, но стали в 1,3-1,5 раза больше при одновременном снижении обводненности продукции данных скважин, в то время как ранее, при глушении скважин известным способом, по всем наблюдаемым скважинам прослеживалась тенденция после их освоения к снижению их дебитов и возрастанию обводненности продукции скважин в среднем от 2 до 8%.
Таким образом, предложенный состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин можно рассматривать как одно из новых направлений воздействия на продуктивную зону скважины, позволяющее при глушении и освоении скважин избежать ухудшения фильтрационных характеристик пласта по нефти и тем самым поддерживать более высокие уровни добычи нефти.
| Таблица 3 | |||||
| № п.п. | Параметры нефтяных скважин | Номера скважин: | |||
| 103 | 139 | 152 | 210 | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Исходные данные: | |||||
| 1. Рн пл, пластовое давление залежи (начальное), атм (кг/см2) | 290 | 290 | 290 | 290 | |
| 2. Ртпд текущее пластовое (забойное) давление скважины атм (кг/см2) | 225 | 240 | 263 | 275 | |
| 3. Тз - текущий забой скважины, м | 2929 | 2953 | 2915 | 2875 | |
| 4. Ип - интервал перфораций, м | 2875-2883 | 2897-2902 | 2871-2874 | 2833-2838 | |
| 5. Размер эксплуатационной колонны: | |||||
| - диаметр, мм | 146 | 146 | 146 | 146 | |
| - длина, м | 2937 | 2969 | 2945 | 2890 | |
| 6. Размер насосно-компрессорных труб: | |||||
| - диаметр, мм | 73 | 73 | 73 | 73 | |
| - длина (Lнкт),м | 1500 | 1400 | 1100 | 1100 |
| Таблица 5 | |||
| № пп | Дебиты скважины до и после глушения | Комбинированный | способ глушения: |
| Предлагаемый (данные за 2004 г) | По RU (данные за 2002 г) | ||
| 1. Скважина 103 | До глушения | ||
| дебит, всего, м3/сут, | 27,0 | 30,0 | |
| в том числе: | - нефти | 12,5 | 17,0 |
| - воды | 15,5 | 13,0 | |
| обводненность, % | 57,4 | 43,3 | |
| После глушения | |||
| дебит, всего, м3/сут. | 35,0 | 27,0 | |
| в том числе: | - нефти | 19,0 | 13,0 |
| - воды | 16,0 | 14,0 | |
| обводненность, % | 45,7 | 51,8 | |
| 2. Скважина 139 | До глушения: | ||
| дебит, всего, м3/сут | 37,5 | 43,0 | |
| в том числе: | - нефти | 14,0 | 17,5 |
| - воды | 23,5 | 25,5 | |
| обводненность, % | 62,7 | 59,3 | |
| После глушения: | |||
| дебит, всего, м3/сут | 41,0 | 39,5 | |
| в том числе: | - нефти | 18,0 | 15,7 |
| - воды | 23,0 | 23,8 | |
| обводненность, % | 56,1 | 60,3 | |
| 3. Скважина 152 | До глушения: | ||
| дебит, всего, м3/сут | 60,5 | 47,7 | |
| в том числе: | - нефти | 18,7 | 23,5 |
| - вода | 41,8 | 24,2 | |
| обводненность, % | 69,1 | 50,7 | |
| После глушения: | |||
| Дебит, всего, м3/сут | 53,5 | 43,8 | |
| в том числе: | -нефти | 24,5 | 20,8 |
| -воды | 29,0 | 23,0 | |
| обводненность, % | 54,2 | 52,5 | |
| 4. Скважина 210 | До глушения: | ||
| дебит, всего, м3/сут | 65,5 | 63,5 | |
| в том числе: | - нефти | 23,5 | 30,5 |
| - воды | 42,0 | 33,0 | |
| обводненность, % | 64,0 | 52,0 | |
| После глушения: | |||
| дебит, всего, м3/сут | 63,0 | 63,0 | |
| в том числе: | - нефти | 30,5 | 29,2 |
| - воды | 32,5 | 33,8 | |
| обводненность, % | 51,6 | 53,7 |
1. Состав блокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин, характеризующийся тем, что он содержит в качестве углеводородной дисперсионной среды тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м3 - термогазойль или антраценовую фракцию, в качестве маслорастворимого эмульгатора - нефтенол НЗ или санкор 9701, и дисперсную фазу, содержащую насыщенный 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия, насыщенный 52,2%-ный водный раствор карбамида и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м3, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%:
| Указанный тяжелый ароматический | |
| углеводородный растворитель | 20-25 |
| Указанный маслорастворимый эмульгатор | 2-5 |
| Указанный раствор нитрита натрия | 23-25 |
| Указанный раствор карбамида | 40-45 |
| Указанный раствор хлорида кальция | Остальное |
2. Способ приготовления состава по п.1, характеризующийся тем, что его осуществляют путем механического перемешивания компонентов в смесителе пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях, причем вначале в смеситель загружают ароматический углеводородный растворитель, маслорастворимый эмульгатор и насыщенные водные растворы нитрита натрия и карбамида, перемешивают их в течение 15-20 мин, после чего в смеситель небольшими порциями при перемешивании вводят водный раствор хлорида кальция до получения блокирующей гидрофобной эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м3.
3. Состав деблокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин, характеризующийся тем, что он содержит в качестве дисперсионной среды керосино-газойлевую фракцию нефтяных углеводородов, в качестве эмульгатора - реагент для добычи нефти РДН - концентрат металло-порфириновых и асфальтосмолистых компонентов нефти, и в качестве дисперсной фазы - концентрированную соляную кислоту плотностью не менее 1170 кг/м3 и водный раствор хлорида кальция плотностью не менее 1400 кг/м3, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%:
| Указанная дисперсионная среда | 25-30 |
| РДН | 5-7 |
| Указанная соляная кислота | 25-30 |
| Указанный раствор хлорида кальция | Остальное |
4. Способ приготовления состава по п.3, характеризующийся тем, что его осуществляют путем механического перемешивания компонентов в смесителе пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях, причем вначале в смеситель загружают указанную дисперсионную среду и эмульгатор, затем при постоянном перемешивании в смеситель вводят небольшими порциями заданный объем концентрированной соляной кислоты, а затем небольшими порциями вводят водный раствор хлорида кальция до достижения плотности деблокирующей гидрофобной эмульсии не менее 1200 кг/м3.
5. Способ комбинированной технологии глушения скважин, включающий закачку в межтрубное пространство скважин при открытой задвижке на насосно-компрессорных трубах НКТ в расчетных объемах блокирующей гидрофобной эмульсии, выдержку скважины в закрытом состоянии в течение 24 ч для оседания этой эмульсии на забой, затем - задавочной жидкости, отличающийся тем, что осуществляют закачку блокирующей гидрофобной эмульсии, полученной способом по п.2, в объеме, рассчитанном по формуле:
Vбгэ=(Тз-Ип)·f·k1,
где Vбгэ - объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м3;
Тз - текущий забой скважины, м;
Ип - интервал перфорации продуктивного пласта, м;
f - коэффициент, учитывающий возможное «залипание» части объема закачиваемой блокирующей гидрофобной эмульсии на стенках НКТ и эксплуатационной колонны;
k1 - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны в объем, м3/м,
осуществляют указанную выдержку, затем закачку задавочной жидкости с плотностью, обеспечивающей значение средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости, формируемого в скважине, равной или превышающей значение плотности гидростатического столба жидкости, обеспечивающего глушение скважины с известным пластовым давлением, определяемой по формуле:
qгл=[(Ртпд·j):Ип]·10000,
где qгл - средневзвешенная плотность комбинированного столба жидкости, формируемого в скважине из задавочной жидкости и блокирующей гидрофобной эмульсии, кг/м3;
Ртзд - текущее пластовое давление скважины, кг/см2;
j - коэффициент превышения давления на пласт комбинированного столба жидкости глушения, формируемого в скважине задавочной жидкостью;
Ип - интервал перфорации продуктивного пласта, м,
в объеме, рассчитанном по формуле:
Vзж=(Vсум-Vбгэ),
где Vзж - объем задавочной жидкости, м3;
Vсум - суммарный объем комбинированного столба жидкости глушения скважины ЖГС, м3, рассчитанный по формуле:
Vсум=[(Тз×k1)-(Lнкт×k2)],
где Vбгэ - объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м3;
Тз - текущий забой скважины, м;
k1 - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны в объем, м3/м;
k2 - коэффициент пересчета длины НКТ в объем, м3/м;
Lнкт - длина НКТ, м.
6. Способ освоения скважины после глушения, включающий создание депрессии на пласт путем вытеснения из скважины задавочной жидкости газовой фазой, отличающийся тем, что при комбинированной технологии глушения скважины по п.5 освоение скважины осуществляют путем закачки в скважину состава деблокирующей эмульсии, полученной способом по п.4, в объеме, превышающем не менее чем в 2 раза объем состава блокирующей гидрофобной эмульсии, с разрушением обеих эмульсий при их контактировании на забое скважины с выделением в свободном виде азота и углекислого газа в объемах, достаточных для снижения уровня задавочной жидкости в скважине для создания необходимой для освоения скважины депрессии на пласт.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что указанное разрушение блокирующей и деблокирующей гидрофобных эмульсий осуществляют при избыточном, не менее 5,0 мас.% содержании соляной кислоты в продуктах реакции, при этом наряду с выделением азота и углекислого газа в призабойной зоне скважины происходит кратковременное повышение температуры до 300°С и более, образование гидрофобизирующей микроэмульсии керосиногазойлевых и ароматических углеводородных растворителей с содержащимися в них маслорастворимыми эмульгаторами в водном растворе соляной кислоты и хлоридов натрия и кальция, с обеспечением соляно-кислотного и теплового воздействия на пласт, его очистки от асфальтосмолопарафиновых отложений АСПО и гидрофобизации водонасыщенных участков пласта.
