Способ обработки пласта вокруг ствола скважины с использованием пенообразующей композиции

1 Настоящее изобретение относится к добыче сырой нефти из углеводородсодержащей подземной зоны, где сырую нефть получают из ствола скважины, простирающегося от углеводородсодержащей зоны к устью скважины на поверхности. В данном случае фраза проходящий от углеводородсодержащей зоны подразумевает также прохождение через углеводородсодержащую зону. Такая скважина представляет собой ствол скважины, который, по меньшей мере, для большей части своей длины креплен обсадными трубами, причем обсадные трубы могут отсутствовать в углеводородсодержащей зоне, или где обсадные трубы могут проходить по всей длине ствола скважины. В последнем случае необходимо выполнить перфорации в обсадных трубах, чтобы обеспечить добычу. В описании и в формуле изобретения слово нефть будет использоваться для обозначения сырой нефти. Во многих углеводородсодержащих зонах присутствует не только нефть, но также и природный газ. Понятно, что данный природный газ добывают вместе с нефтью. На поверхности данный газ необходимо отделить от нефти. Поскольку природный газ не всегда возможно использовать, его необходимо сжечь. Хорошо известно, что со временем количество добываемого с нефтью природного газа увеличивается, и придется сжигать большее количество газа. В патенте России 2065954 раскрыт способ предотвращения образования газового конуса в добывающей скважине, включающий закачку в пласт рабочей жидкости по высоте газового конуса, при этом в качестве рабочей жидкости используют нефть с добавкой нефтерастворимого полимера и/или поверхностно-активного вещества в количестве от 0,01 до 5% по массе. После закачки рабочей жидкости в скважину дополнительно закачивают воду в соотношении от 1:0,3 до 1:1,5. Закачиваемая вода содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество в количестве от 0,1 до 5% по массе. Этот способ используется, когда значение газового фактора добываемой продукции известно. Рабочая жидкость вводится в углеводородсодержащую зону только по высоте газового конуса и не вводится в те части углеводородсодержащей зоны, из которых добывается нефть. При осуществлении этого способа предпринимают меры по предотвращению введения рабочей жидкости в части углеводородсодержащей зоны, из которых добывается нефть, в частности используют пакер, перекрывающий нижние интервалы перфорации, через которые осуществляется приток нефти. Цель настоящего изобретения - создание способа обработки пласта вокруг ствола скважины, обеспечивающего уменьшение количества газа, добываемого с нефтью. Эта цель достигается тем, что в способе обработки пласта вокруг ствола скважины, про 003955 2 ходящей от углеводородсодержащей зоны, первоначально имеющей первую часть с высокой газопроницаемостью и вторую часть, из которой добывается нефть, включающем стадии прекращения добычи из углеводородсодержащей зоны, введения в углеводородсодержащую зону пенообразующей композиции, содержащей раствор поверхностно-активного вещества в нефти,и продолжение добычи из углеводородсодержащей зоны, согласно изобретению пенообразующую композицию вводят в первую и вторую часть углеводородсодержащей зоны. В способе согласно настоящему изобретению газ и пенообразующая композиция будут создавать пену и поддерживать пену. Данная пена будет снижать проницаемость газа. Следовательно, в тех частях углеводородсодержащей зоны, где проницаемость газа вначале является высокой, пена будет приводить к ее снижению. В частях зоны, где добывается нефть, пена не может образоваться. Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что пенообразующая композиция не содержит воду, поскольку вода увеличивает насыщение водой пласта, что будет иметь неблагоприятное воздействие на начальную добычу нефти. Дополнительное преимущество заключается в том, что, поскольку пенообразующая композиция не содержит газ, усилие откачивания является низким. В способе по изобретению нефть, используемая в пенообразующей композиции, может представлять собой любой жидкий нефтепродукт, однако, соответственно используют сырую нефть, которую добывают. Концентрация поверхностно-активного вещества в растворе соответственно равна между 0,5 и 5 об.%. Используемое поверхностно-активное вещество соответственно представляет собой полимерное соединение, имеющее хорошую растворимость в нефти, но низкую растворимость(например, менее чем 1 маc.%, предпочтительно менее чем 0,1 маc.%) или предпочтительно нерастворимое в воде (менее чем 0,01 мас.%). Соответственно молекулярная масса поверхностно-активного вещества меняется в диапазоне от 5000 до 20000. Предпочтительными являются неионные поверхностно-активные вещества. Например, подходящие поверхностно-активные вещества включают сложные полиэфиры, полученные из акрилатов, метакрилатов и других виниловых эфиров, или силоксаны. Примеры первого класса поверхностно-активных веществ включают фторалифатические полиэфиры, которые содержат производные фторакрилатов,такие как FLUORAD FC-740 (торговая марка 3 М Industrial Chemical Products) или аналогичные продукты, например, компании ATOFINA. Полиметилоктадецилсилоксан, продаваемый United примером подходящего поверхностно-активного вещества на основе силоксана. Теперь изобретение будет описано более детально посредством примера со ссылкой на лабораторный эксперимент. В эксперименте был использован образец керна (модель для углеводородсодержащего пласта), имеющий диаметр 2,54 см и длину 50 см и абсолютную проницаемость 2,3 Darcy (соответствует 2,3 х 10-8 см 2). Образец керна помещали в ячейку для проведения экспериментов с нагнетанием жидкости при давлении 115 бар (абсолютное). Образец керна сначала заводняли водой,чтобы измерить абсолютную проницаемость. После этого в образец керна нагнетали парафиновую нефть, чтобы получить образец керна с насыщенностью погребенной водой, заполненный сырой нефтью. Во всех экспериментах использовали азот для моделирования углеводородного газа. В первом эксперименте (не по изобретению) нефть вытесняли азотом, причем образец керна выдерживали при температуре 63 С. После нагнетания в условиях эксперимента объема азота, равного 800 объемов порового пространства, измеренная относительная газопроницаемость образца керна была 0,27. Относительная проницаемость представляла собой отношение измеренной проницаемости к абсолютной проницаемости. Во втором эксперименте (по изобретению) нефть заменяли нефтью, содержащей 1 об.%FLUORAD FC-740, и нефть вытесняли азотом при температуре 63 С. Теперь азот вызывал образование пены и относительная газопроницаемость после нагнетания в условиях эксперимента объема азота, равного 800 объемов порового пространства, была 0,02. Это является значительным уменьшением газопроницаемости. Более того, было установлено, что большая часть подвижной нефти вытеснялась после нагнетания первых объемов порового пространства азота, что можно было предположить из-за сильного уменьшения подвижности газа. После нагнетания примерно 800 объемов порового пространства азота образец керна заполнялся пеной, полученной в результате нагнетания азота. Для того чтобы выяснить, будет ли пена ухудшать добычу нефти, проводили дополнительный эксперимент. В этом эксперименте нефть без поверхностно-активного вещества нагнетали в образец керна, заполненный пеной. После нагнетания примерно 7 объемов порового пространства нефти относительная нефтепроницаемость была примерно 1. 4 Эксперименты являются типичными для подземных условий, в которых нефть добывают из углеводородсодержащей зоны в присутствии свободного газа. Из экспериментов можно сделать вывод, что настоящее изобретение предоставляет простой способ обработки пласта таким образом, чтобы уменьшить газопроницаемость пласта и, таким образом, уменьшить количество газа, которое добывается с нефтью. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ обработки пласта вокруг ствола скважины, проходящей от углеводородсодержащей зоны, первоначально имеющей первую часть с высокой газопроницаемостью и вторую часть, из которой добывается нефть, включающий стадии прекращения добычи из углеводородсодержащей зоны, введения в углеводородсодержащую зону пенообразующей композиции, содержащей раствор поверхностноактивного вещества в нефти, и продолжение добычи из углеводородсодержащей зоны, отличающийся тем, что пенообразующую композицию вводят в первую и вторую часть углеводородсодержащей зоны. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация поверхностно-активного вещества в растворе находится между 0,5 и 5 об.%. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем,что используемое поверхностно-активное вещество является полимерным соединением,имеющим хорошую растворимость в нефти, но низкую растворимость в воде. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество представляет собой неионное поверхностноактивное вещество. 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что молекулярная масса поверхностно-активного вещества меняется в диапазоне от 5000 до 20000. 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество выбирается из сложных полиэфиров, полученных из акрилатов, метакрилатов и других виниловых эфиров, или силоксанов. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество представляет собой фторалифатический полиэфир, который содержит производные фторакрилатов. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество представляет собой FLUORAD FC-740.