Гидроизоляционный состав для ограничения водопритока и повышения дебита добывающих скважин

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, на которой существенно осложняются процессы добычи, в частности, из-за высокой обводненности добываемой продукции. Поэтому ограничение притока воды к забоям скважин является одним из важнейших мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. Наиболее широко применяются осадко образующие технологии, которые внедряются в промышленных масштабах в старых нефтедобывающих районах более 20 лет. Большая их часть основана на взаимодействии закачиваемых химических реагентов с компонентами высокоминерализованных вод. Однако данные технологии не всегда дают положительный эффект, а также необратимо изменяют проницаемость нефтяного коллектора. Технологии, базирующиеся на последовательной закачке химических реагентов с расчетом на их смешивание в определенном месте пласта с образованием систем с заданными свойствами, тоже оказываются не всегда эффективными в промысловых экспериментах .

Одним из возможных решений проблем снижения обводненности является применение гидроизоляционного состава с регулируемыми гидрофобными и гидроизоляционными свойствами на основе гидрофобного органического геля. Особенностью его применения является закачка единой, целостной порции технологического раствора геля с заданными свойствами для достижения максимального ограничения водопритока.

Получение гидрофобного органического геля с различными пластическими и гидрофобными свойствами основано на изменении соотношения содержания компонентов в процессе коагуляции коллоидного раствора высокомолекулярного полимера (ВМП) - сополимера этилена с винилацетатом - при взаимодействии с синтетическим компрессорным маслом (СКМ), представляющим собой блоксополимер оксидов этилена и пропилена. Для этого в раствор полимера в этил-бензольной фракции массовой концентрацией 3-20 % вводилось синтетическое компрессорное масло. В результате коагуляции полимера формировалась гетеро-фазная система: органический гель, обладающий определенной механической прочностью, и жидкая фаза - раствор компрессорного масла и/или полимера в этилбензоле. Количество образующегося геля и его пластические свойства зависят от соотношения содержания исходных компонентов. Выход геля при увеличении количества вводимого компрессорного масла сначала монотонно возрастает и при определенном значении достигает максимума. Чем больше исходное содержание полимера в углеводородном растворителе, тем выше выход геля при одинаковом удельном расходе компрессорного масла. Изменяя удельный расход компрессорного масла, можно регулировать количество полимера, используемого для образования геля, и тем самым контролировать выход и свойства получаемого геля.

В результате коагуляции полимера в растворе при разном соотношении содержания компонентов образуется гель с различной структурно-механической прочностью. В табл. 4 представлена динамическая вязкость составов при различной скорости сдвига. При увеличении массовой концентрации полимера в растворе от 3 до 20 % динамическая вязкость возрастает. Как видно из табл. 4, все составы обладают достаточно высоким предельным напряжением сдвига.

Для исследований наряду с чистым компрессорным маслом применялось отработанное компрессорное масло. При определенных соотношениях содержания компонентов, которым соответствует максимальный удельный выход геля, наблюдается максимальная динамическая вязкость. Снижение ее после достижения экстремума объясняется разбавлением системы компрессорным маслом, не участвующим в образовании геля.

В зависимости от соотношения содержания высокомолекулярного полимера, синтетического компрессорного масла и углеводородного растворителя образуется гель с различными содержанием и структурой ассоциатов. Чем выше исходная концентрация полимера в растворе, тем меньшее количество компрессорного масла необходимо для образования геля, при этом образующийся гель становится более структурированным. В зависимости от типа компрессорного масла образуются гели с различной структурно-механической прочностью: при одинаковом удельном расходе более структурированный гель получается при использовании чистого масла.

Таблица 4 – Динамическая вязкость составов при различной скорости сдвига

Одним из основных требований к реагентам является технологичность их применения. Для использования гидроизоляционного состава необходимо получение такой формы, которую можно было бы применять в промысловых условиях. Исследования эксплуатационных характеристик составов показали, что растворы высокомолекулярного полимера с массовой концентрацией более 10 % существенно повышают вязкость\температуру застывания. Это может затруднить использование геля в промысловых условиях (табл. 5). Поэтому при дальнейших исследованиях массовая концентрация полимера в этилбензольной фракции составляла 10 %.

Гидроизоляционный состав целесообразно использовать в виде технологического раствора в углеводородных растворителях, что позволяет снизить его температуру застывания и вязкость, а также применять стандартное промысловое оборудование при обработке скважин.

Таблица 5 – Зависимость динамической вязкости от температуры застывания и от массовой концентрации ВМП

Использование гелей в нефтепромысловой практике для уменьшения обводненности основано на блокирование промытых водой участков. Вместе с тем часто причиной преждевременной обводненности добывающих скважин является капиллярно-концевой эффект (ККЭ), затрудняющий вытеснение нефти из проницаемых коллекторов. Его физическая сущность заключается в образовании на выходе из пласта зоны повышенной обводненности. Если пористая среда гидрофильна, то при вытеснении нефти водой часть прискважинной зоны добывающих скважин может быть заблокирована водой в результате ККЭ, что снижает дебит скважин.

Для уменьшения ККЭ необходима обработка прискважинной зоны пласта реагентами-гидрофобизаторами принцип действия которых основан на физической адсорбции ПАВ на границе раздела фаз жидкость - твердое тело с образованием гидрофобной молекулярной пленки, изменяющей смачиваемость гидрофильной поверхности породы. Это приводит к снижению водонасыщенности пристеночного слоя скважины, в результате увеличивается приток нефти в скважину и уменьшается фазовая проницаемость для воды.

Гидрофобизирующее действие реагентов можно оценить по эффекту капиллярного впитывания воды кварцевым песком, обработанным гидрофобизатором. Проведенными исследованиями было установлено, что растворы высокомолекулярного полимера, применяемого для получения геля, в углеводородных растворителях обладают мощным гидрофобизирующим эффектом. Поэтому была изучена гидрофобизирующая способность растворов жидкой фазы, отделенной от выделившегося органического геля, в результате взаимодействия 10%-ного раствора полимера в этил-бензольной фракции и отработанного компрессорного масла с удельным расходом 0,5 - 4,0 г/г. Эффективность оценивалась по высоте поднятия воды в капилляре по кварцевому песку, обработанному растворами жидкой фазы в бензине при массовой концентрации 2,5-20 %. Чем ниже высота поднятия воды, тем выше гидрофобизирующее действие реагента, поэтому за 100%-ную гидрофобизацию была принята нулевая высота поднятия уровня воды, а за нулевую степень гидрофобизации - 15,6 см, что соответствует поднятию уровня воды по необработанному углеводородом песку (табл. 6). Как видно из табл. 3, все растворы жидкой фазы обладают гидрофобизирующими свойствами, так как степень гидрофобизации выше, чем в моделях без обработки и с обработкой чистым бензином, при которых степень гидрофобизации равнялась соответственно 0 и 20 %.

Таблица 6 – Гидрофибизирующие свойства жидкой фазы

Поскольку, изменяя соотношение компонентов, можно регулировать степень вовлечения высокомолекулярного полимера в образование геля и соответственно его удельный выход, жидкая фаза в зависимости от исходного содержания полимера в растворе и удельного расхода компрессорного масла будет обладать различными гидрофобизирующими свойствами (см. табл. 6). При малом удельном расходе масла гидрофобизирующий эффект высокий, так как часть полимера не вовлечена в образование геля и остается в растворе. Высокомолекулярный полимер образует гидрофобизирующую пленку на поверхности кварцевого песка, таким образом достигается высокая гидрофобизация. При повышении удельного расхода компрессорного масла снижается степень гидрофобизации, что свидетельствует о низком гидрофобизирующем эффекте. Гидрофобизирующий эффект от обработки растворами жидкой фазы при удельном расходе СКМ, равном 4 г/г, сопоставим с гидрофобизацией кварцевого песка бензином, это косвенно подтверждает вовлечение всего количества полимера в образование органического геля. Таким образом, изменяя соотношение содержания компонентов и контролируя степень вовлечения полимера в образование ассоциата, можно регулировать гидрофобизирующие свойства состава.

Эффективность технологии обработки призабойной зоны пласта с повышенной обводненностью можно оценить по изменению фазовой проницаемости для воды до и после обработки гидроизоляционным составом на моделях пласта, отражающих фильтрацию флюидов по промытому прослою. В модели используется стеклянная трубка внутренним диаметром 20 мм и длиной 350 мм, заполненная прокаленным кварцевым песком фракции 0,140-0,315 мм, через который профильтрован один поровый объем пластовой воды общей минерализацией 150 г/л.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта для воды замеряли время прохождения каждого порового объема воды через пласт. Эксперимент проводили при избыточном давлении 0,2-0,3 МПа. Фазовую проницаемость для воды до и после обработки рассчитывали по закону Дарси.

Установлено, что обработка модели промытого прослоя отработанным компрессорным маслом снижает фазовую проницаемость для воды до 1,5 раз. Компрессорное масло обладает слабым гидрофобизирующим действием, а 10%-ный раствор высокомолекулярного полимера в этилбензольной фракции может снизить фазовую проницаемость в 10-11 раз. Поэтому данная технология позволяет сохранить высокий эффект ограничения водопритока при изменении соотношения содержания компонентов в процессе эксплуатации скважины. Обработка модели пласта разработанным гидроизоляционным составом полностью ограничивает фильтрацию воды через пласт при депрессии равной 0,2 МПа. Таким образом, происходит полное блокирование порового пространства. Следовательно, моделируя состав жидкой фазы, содержащий высокомолекулярный полимер и компрессорное масло можно регулировать изменение фазовой проницаемости за счет соотношения эффектов блокирования и гидрофобизации.

Недостатками многих применяемых технологий являются частичная или полная десорбция либо физическое растворение применяемых реагентов в процессе эксплуатации. Степень десорбции состава с породы оценивалась по изменению фазовой проницаемости модели пласта для воды после фильтрации 30 поровых объемов воды. Фазовая проницаемость модели пласта, обработанного компрессорным маслом, при промывке водой снизилась в 3,2 раза по сравнению с первоначальной, а при обработке раствором полимера не изменилась. Таким образом, если для компрессорного масла характерна частичная десорбция с поверхности породы, то высокомолекулярный полимер образует устойчивую пленку, которая характеризует его высокие адсорбционные свойства.

Основной недостаток большинства технологий на основе гелей заключается в блокировании отдельных зон нефтенасыщенного пласта. В процессе изучения влияния стабильности состава при контакте с нефтью установлено, что в течение суток гель полностью разрушается. Следовательно, гель, попавший в нефтяной прослой в результате обработки призабойной зоны, разрушится при освоении скважины в результате вызова притока нефти.

Обработка призабойной зоны пласта закачкой одной порции технологического раствора на основе разработанного гидроизоляционного состава, приготовленного на устье скважины, приведет к перераспределению фильтрационных потоков и снижению обводненности добывающих скважин. Применение гидроизоляционного состава, стабильного в сильноминерализованных пластовых водах, но разрушающегося при контакте с нефтью, обеспечит эффективное снижение проницаемости для воды водопромытых участков пласта без блокирования его отдельных зон.

Таким образом, применение разработанного гидроизолирующего состава, устойчивого в сильноминерализованных средах, эффективно для обработки призабойной зоны пласта и ограничения водопритока в добывающих скважинах. В зависимости от соотношения содержания компонентов можно получать технологические составы, включающие органический гель и жидкую фазу с различными вязкоупругими и гидрофобизирующими свойствами. Максимально ограничить водоприток в добывающих скважинах можно путем регулирования соотношения эффектов блокирования и гидрофобизации в зависимости от геолого-промысловых условий.