СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
METHOD FOR REDUCING WATERING OF OIL EXTRACTING WELLS

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных и терригенных коллекторах.
Из уровня техники известны следующие решения.
Известен способ добычи нефти с предварительной усиленной пропиткой пласта (Патент США N 5247993, 28.09.1993). Известный способ применяется для повышения степени извлечения нефти из искусственно перфорированного и естественно трещиноватого (тектонического) пласта. Согласно способу производят скважинное нагнетание в продуктивный пласт порции флюида, содержащего агент, изменяющий тип смачиваемости скелета породы. Затем в скважину и перфорированный нефтеносный пласт нагнетают порцию промывочной жидкости, которая увеличивает подвижность нефти и уменьшает текучесть воды в пласте. После указанной обработки приступают к эксплуатации нефтяной добывающей скважины.
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность, связанная с тем, что из-за неоднородностей вскрытого продуктивного горизонта значительно затруднен процесс контроля закачки порции флюида, содержащего агент, изменяющий тип смачиваемости скелета породы, а также промывочной жидкости. Необходим индивидуальный подбор достаточно дорогих закачиваемых флюидов для каждого конкретного случая. Известный способ не препятствует накоплению в интервале продуктивного горизонта воды.
Из описания к патенту РФ №2515675 (опубликован 20.05.2014) известен способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину, включающий циклическую закачку в обводнившийся продуктивный пласт через скважину водоизоляционного состава и технологическую выдержку, при этом каждый последующий цикл закачки водоизоляционного состава относительно предыдущего осуществляют с увеличением давления закачки и увеличением объема водоизоляционного состава при соотношении давлений и объемов как 1:1, 2:2, 3:3, 4:4 и т.д. соответственно в циклах 1, 2, 3, 4 и т.д., время технологической выдержки в циклах выбирают из расчета наступления полного гелеобразования водоизоляционного состава, закаченного в первом цикле, не ранее завершения закачки водоизоляционного состава в последнем цикле. При этом продавку водоизоляционного состава в каждом цикле осуществляют технической водой с водородным показателем рН=6,0-6,5. После технологической выдержки в последнем цикле проводят стравливание давления до атмосферного.
Недостатком известного способа является его продолжительность, связанная с достаточно долгой технологической выдержкой, необходимой для завершения процесса гелеобразования, и трудоемкость процесса. В предложенном способе не происходит гелеобразование водоизоляционного состава, закачанного в первом цикле, вследствие этого нет необходимости подбирать время закачек при всех последующих циклах в зависимости от времени полного гелеобразования. Таким образом, время обработки скважины в предложенном способе существенно меньше, чем в выявленном.
2
Наиболее близким аналогом к патентуемому решению является способ добычи нефти и снижения обводненности продукции нефтяных добывающих скважин (патент РФ №2161246, опубликован 27.12.2000), включающий создание условий в стволе скважины, способствующих притоку нефти из нефтеносных пропластков и препятствующих притоку воды из водоносных пропластков, для чего последовательно осуществляют промывку ствола скважины, спуск насосного оборудования, обеспечивающего отбор жидкости ниже подошвы перфорированного пласта, закачку в затрубное пространство нефти до полной замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть, выдержку под давлением для создания перепада давления 0,3-1,2 кгс/см на границе раздела фаз нефть-вода и пуск скважины в работу. Предпочтительно после замены в стволе скважины и насосном оборудовании воды на нефть дополнительно провести толуольно-бензольную ванну.
Недостатками известного способа является то, что он, по умолчанию, предполагает естественный водонапорный режим эксплуатации нефтяной залежи. Это следует из того, что основными эффектами, препятствующими притоку нефти из пласта является действие сил Лапласа и появление структурированного слоя на поверхности пор. Однако в настоящее время основным методом разработки месторождений нефти после прохождения первой стадии разработки нефтяного месторождения - фонтанной добычи и перехода к механизированной добыче, является организация системы принудительного поддержания пластового давления. При этом вода с поверхности закачивается в систему нагнетательных скважин, гидродинамически связанных с рядом добывающих нефтяных скважин, вследствие чего закачиваемая с поверхности вода вытесняет нефть из пласта. Однако нефтяные пласты редко бывают однородными по своим литологическим и петрографическим характеристикам и являются пластами с неоднородными фильтрационными свойствами, т.е. имеют различные пропластки, обладающие различной проницаемостью, вследствие чего происходит прорыв закачиваемой с поверхности воды по наиболее проницаемым слоям (пропласткам) в добывающие нефтяные скважины, следствием чего и является рост обводненности скважинной продукции по мере увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта.
Таким образом, найденные решения не могут эффективно решить задачу снижения обводненности скважин при эксплуатации системы принудительного поддержания пластового давления.
Задачей патентуемого решения является устранение указанных недостатков.
Техническим результатом патентуемого решения является повышение нефтеотдачи пластов за счет создания внутри крупных водонасыщенных пор сети более мелких гидрофобных пор, создающих препятствие на пути протекающей через указанные поры воды и, таким образом, приводящих к снижению обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, увеличение зоны охвата пласта заводнением и модификация фазовых проницаемостей в поровой поверхности пласта - уменьшение фазовой проницаемости по воде и увеличение фазовой проницаемости по нефти без предварительного останова скважины на ремонт и ее глушения.
3
3
Технический результат достигается за счет осуществления способа снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, согласно патентуемому решению, в затрубное пространство скважины осуществляют закачку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта известного на рынке под товарной маркой «Компонекс-21», содержащего хлористые соли щелочных металлов, ингибиторы солеотложения, ПАВ и гидрофобизатор, объемом от 2,0 м до 15,0 м на 1 метр перфорации скважины, но не менее 80% от объема затрубного пространства скважины, измеряют давление закачки на забое скважины, выдерживают от 10 до 12 часов, осуществляют порционную продавку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта водой в пласт с выдержкой между продавками от 10 до 12 часов и измерением давления на забое скважины в начале и в конце каждой продавки, после достижения давления на забое скважины, превышающего давление закачки не менее чем на 1,0 МПа, но не превышающего давление опрессовки эксплуатационной колонны, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося в затрубном пространстве водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта.
В качестве хлористых солей щелочных металлов могут использоваться хлорид натрия, хлорид калия, хлорид аммония, содержание которых в модификаторе выбирают в пределах от 10 до 90 мас. %. Применяемый в композиции хлорид калия предназначен для обработки терригенных заглинизированных коллекторов. В случае обработки пластов карбонатного типа в качестве утяжелителя водного раствора для лучшего его проникновения в пласт вместо хлорида калия используют хлорид натрия. Соль аммония, в частности хлорид аммония применяют в качестве носителя для поверхностно-активных веществ, соли аммония, в частности хлорид аммония, эффективно впитывают ПАВ.
В качестве ингибиторов солеотложения могут использоваться Трилон А, Трилон Б, этилендиамин, нитрилотриметилфосфоновая, оксиэтилидендифосфоновая кислоты в пределах от 5 до 85 мас. %. Использование в качестве ингибиторов упомянутых веществ в указанных пределах позволяет повысить эффективность ингибирования солеотложений и их удаление из пор пласта с подземного глубиннонасосного оборудования.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) выбирают любое вещество из ряда, например, Нефтенол К, МЛ-Супер, Дон-96 и используют в модификаторе в пределах от 5 до 70 мас. %. Использование в качестве ПАВ упомянутых веществ в указанных пределах позволяет снизить межфазное натяжение на границе раздела сред и облегчить проникновение водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта, известного на рынке под товарной маркой «Компонекс-21» в мелкие поры пласта.
Гидрофобизатор присутствует в модификаторе в пределах от 8 до 85 мас. % и содержит в качестве активного вещества алкилированные третичные амины, либо их соли, четвертичные аммониевые соединения, например хлорид алкилтриметиламмония, и приводит к устойчивой гидрофобизации пористой поверхности пласта и изменяет фазовую проницаемость по воде и нефти.
Использование в модификаторе всех перечисленных компонентов, в любой их комбинации и в любом количестве в пределах указанных диапазонов согласно способу снижения обводненности нефтяных добывающих скважин, приводит к достижению одного и того же указанного технического результата, что подтверждено примерами.
3
3
Осуществление порционной закачки в затрубное пространство скважины, преимущественно 4-20% водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта «Компонекс-21» объемом от 2,0 м до 15,0 м на 1 метр перфорации скважины и не менее 80% от объема затрубного пространства скважины, содержащего хлористые соли щелочных металлов, ингибиторы солеотложения, ПАВ и гидрофобизатор, измерение давления закачки на забое скважины, выдержку от 10 до 12 часов, осуществление порционной продавки водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта водой в пласт с выдержкой между продавками от 10 до 12 часов и измерением давления на забое скважины в начале и в конце каждой продавки и окончательную продавку в пласт оставшегося в затрубном пространстве водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта после достижения давления на забое скважины, превышающего давление закачки не менее чем на 0,8 МПа, но не превышающего давление опрессовки эксплуатационной колонны, позволяет сформировать в порах пласта пространственную ячеистую структуру, позволяющую уменьшить фазовую проницаемость по воде вследствие формирования в промытых водных интервалах пространственной гидрофобной структуры с изменением характера смачиваемости поровой поверхности с гидрофильного на гидрофобный и с делением существующих пор на множество более мелких гидрофобных пор, что позволяет за счет перераспределения энергии пласта подключить к разработке заблокированные нефтеносные пропластки. Описанный эффект основан на том, что модификатор коллекторских свойств пласта «Компонекс-21» представляет собой органоминеральный состав, молекулы которого за счет хемосорбции активно взаимодействуют с поверхностью порового пространства и формируют устойчивую структурированную гидрофобную ячеистую структуру. Взаимодействие реагента с породой пласта и/или капиллярно связанной водой определяется наличием в их кристаллических решетках атомов щелочноземельных (кальция, магния), либо щелочных металлов (натрия, калия), то есть характерно для карбонатных пластов или терригенных с карбонатным типом цемента, либо терригенных пластов с глинистым типом цемента, но имеющих высокую степень содержания щелочных либо щелочноземельных элементов в пластовых водах хлоркальциевого либо гидрокарбонатнонатриевого типа. Формирование такой структуры существенным образом меняет взаимодействие молекул фильтрующихся флюидов с поровыми поверхностями таким образом, что протекание воды через сеть модифицированных гидрофобных пор значительно затруднено, а фазовая проницаемость породы относительно нефти изменяется незначительно. Данный эффект подтвержден керновыми испытаниями в лаборатории при моделировании протекания через керн воды-газа (см. фигуру 1).
Время выдержки водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта указанного состава от 10 до 12 часов было установлено опытным путем в лабораторных условиях при моделировании эксперимента на керне. Оно определялось как минимальное время, необходимое для прохождения реакции водного раствора модификатора указанного состава при любом соотношении компонентов с породой керна и структурирования ячеистой структуры.
3
3
Объем закачки в затрубное пространство водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта указанного состава объемом от 2,0 м до 15,0 м на 1 метр перфорации и не менее 80% от объема затрубного пространства скважины определяется исходя из минимально необходимой величины объема раствора для протекания реакции и обработки максимальной зоны вокруг скважины в зависимости от конфигурации скважины, ее размеров, глубины залегания продуктивного пласта и его толщины.
3
3
3
3
Объем закачки в затрубное пространство водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта указанного состава в диапазоне от 2,0 м до 15,0 м на 1 метр перфорации скважины определяется исходя из минимально необходимой величины объема раствора в зависимости от пористости пласта. Так, если пористость пласта равна 7% (пласт считается продуктивным, если его пористость равна или больше 7%), то минимальный объем водного раствора модификатора указанного состава составит 2 м на 1 метр перфорации скважины, с увеличением пористости пласта, необходимо увеличивать объем водного раствора модификатора. Максимальный объем равен 15,0 м на 1 метр перфорации скважины и определяется исходя из минимально необходимой величины объема раствора для протекания реакции в пласте большей пористости.
В таблице 1 приведена эффективность снижения фазовой проницаемости по воде в зависимости от объема закачанного реагента в % от порового объема образца.
В третьем столбце таблицы приведены объемы закачанного 6% водного раствора модификатора в зависимости от объема пор кернового образца. В шестом столбце таблицы приведены результаты уменьшения фазовой проницаемости по воде в зависимости от приведенных данных в третьем столбце таблицы. Из данных таблицы хорошо видна зависимость: чем выше объем пор, в которые проникает модификатор, тем больше снижение фазовой проницаемости по воде.
Кроме того, объем закачки в затрубное пространство водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта указанного состава не менее 80% от объема затрубного пространства скважины определяется минимальной концентрацией раствора модификатора в затрубном пространстве, необходимой для протекания реакции. Так как затрубное пространство скважины заполнено водой вследствие процесса добычи, то при закачке водного раствора модификатора происходит его активное перемешивание с водой, в результате чего может значительно уменьшаться концентрация модификатора в затрубном пространстве, что приводит к недостаточно эффективному протеканию реакции. Таким образом, опытным путем определено, что требуется закачивать не менее 80% всего затрубного объема водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта.
Благодаря порционной продавки в пласт из затрубного пространства скважины водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта указанного состава происходит уплотнение ячеистой структуры, созданной при закачке первой порции упомянутого раствора модификатора, и придание ей некоторой прочности. С каждой последующей продавкой упомянутого раствора в пласт размер пор в созданной структуре будет уменьшаться, что будет приводить к уменьшению фазовой проницаемости по воде, однако это же будет приводить и к небольшому уменьшению проницаемости по нефти. Поэтому было принято оптимальное давление продавки на забое скважины, превышающее начальное давление закачки не менее чем на 1,0 МПа, по достижении которого прекращают продавку в пласт водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта. Прекращение продавки упомянутого раствора в пласт при указанном давлении позволяет создать структуру с оптимальным размером пор, максимально препятствующим проницаемости воды через них и незначительно препятствующим проникновению нефти. При этом указанное давление не должно превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны, чтобы не нарушать целостность и герметичность колонны.
Обработку скважины завершают продавливанием водой оставшегося водного раствора модификатора из затрубного пространства в пласт, что позволяет эффективно использовать весь объем упомянутого раствора.
Как показали проведенные испытания, наилучший эффект достигается при закачке 4-20% водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта «Компонекс-21».
Сущность изобретения заключается в следующем.
В предложенном способе снижения обводненности скважинной продукции добывающих скважин на карбонатных или терригенных коллекторах, оборудованных установкой электрического центробежного насоса или штангового глубинного насоса, достигается путем проведения обработки призабойной зоны пласта через затрубное пространство скважины без предварительного останова скважины на ремонт и ее глушения.
Предварительно проводят опрессовку эксплуатационной колонны.
3
3
Готовят водный, предпочтительно 4-20%, раствор модификатора коллекторских свойств пласта на основе пресной или минерализованной воды объемом от 2,0 м до 15,0 м на 1 метр перфорации скважины и не менее 80% от объема затрубного пространства.
Перемешивают в смесительной емкости указанный раствор до полного растворения модификатора коллекторских свойств пласта с помощью ЦА-320 и ППУ.
Проводят герметизацию устья скважины. Опрессовывают задвижки на герметичность. Закрывают скважину до начала проведения работ.
Опрессовывают нагнетательную линию агрегатов на рабочее давление, равное 1,5 давления опрессовки эксплуатационной колонны. В случае возникновения течи - устраняют путем замены участка линии.
Через затрубное пространство скважины осуществляют закачку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта, содержащего хлористые соли щелочных металлов, ингибиторы солеотложения, ПАВ и гидрофобизатор.
Измеряют начальное давление закачки.
Осуществляют выдержку водного раствора на реакцию в обрабатываемой зоне пласта в течение 10-12 часов.
Затем осуществляют порционную продавку водного раствора модификатора в пласт водой с выдержкой между продавками от 10 до 12 часов.
Фиксируют давление в начале и в конце каждой продавки водного раствора модификатора.
Продавку водного раствора модификатора и выдержку повторяют до достижения давления на забое скважины, превышающего начальное давление закачки не менее чем на 1,0 МПа, но не превышающего давление опрессовки эксплуатационной колонны.
При достижении давления на забое скважины, превышающего начальное давление закачки не менее чем на 1,0 МПа, или давления опрессовки эксплуатационной колонны продавку водного раствора модификатора в пласт прекращают.
Обработку скважины завершают окончательным продавливанием водой оставшегося раствора в затрубном пространстве в пласт с минимальной скоростью, не превышая давления оперессовки колонны, и оставляют скважину на реагирование на 72 часа.
Проводят демонтаж линий обвязки спецтехники со скважиной. Запускают насосное оборудование в работу.
Предлагаемый способ снижения обводненности в настоящее время испытан уже более чем на 30 скважинах в различных коллекторах, достаточно дешев и технологичен, может быть применен в любое время по мере необходимости в проведении подобных работ, без привязки к плановым ремонтам и остановам скважин.
Далее изобретение поясняется с помощью примеров.
Пример 1.
Опытно-промысловые испытания описанного способа снижения обводненности скважинной продукции были проведены на нефтяном месторождении республики Удмуртия на добывающей скважине в верейском пласте.
Устройство скважины
3
Эксплуатационная колонна 146 мм, текущий забой (глубина скважины) 1209 метров, пласт верейский, интервал перфорации 5 метров, оборудована штанговым глубинным насосом НГН-2-44, спущенным на НКТ 73 мм на глубину 1040 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 100 атм. Объем затрубного пространства скважины 9,58 м.
3
Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 20 м. Обводненность 98% и дебит по нефти 0,4 тн в сутки.
3
Приготовили 6% водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта «Компонекс-21», содержащего, мас. %: хлориды натрия и калия - 20%, смесь нитрилотриметилфосфоновой и оксиэтилидендифосфоновой кислот - 5%. Нефтенол-К - 50% и хлорид алкилтриметиламмония - 25%, общим объемом 10,0 м, и аккумулировали его в автоцистерне.
3
Минимальный объем 6% водного раствора модификатора - 10,0 м.
3
Закачали в затрубное пространство скважины 6% водный раствор модификатора коллекторских свойств пласта в объеме 10 м. Измерили давление закачки - 0 атм.
3
3
Закачали в затрубное пространство скважины 5 м пресной воды удельным весом 1,00 г/см с целью продавки части рабочего раствора модификатора в пласт. Измерили давление, давление 20 атм (2 МПа).
Выдержали модификатор в пласте 10-12 часов для протекания реакции.
3
Окончательно продавили раствор модификатора в пласт, пресной водой в объеме 6,6 м и выдержали его в течение 72 часов. В начале продавки давление на забое скважины составляло 10 атм (1 МПа), при окончании продавки пресной водой давление выросло до 22 атм (2,2 МПа).
Результаты обработки
3
Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 20 м, обводненность 88% и дебит по нефти 2,4 тн в сутки.
Пример 2
Опытно-промысловые испытания описанного способа снижения обводненности скважинной продукции были проведены на нефтяном месторождении республики Удмуртия на добывающей скважине в турнейском ярусе.
Устройство скважины
3
Эксплуатационная колонна 168 мм, текущий забой 1723,5 метров, турнейский ярус, пробурен боковой горизонтальный ствол, оборудованный хвостовиком диаметром 102 мм и толщиной стенки 6,5 мм: интервал перфорации хвостовика 1697,3-1723,4 (26,1 метров), скважина оборудована штанговым глубинным насосом НГН-57, спущенным на НКТ 73 мм на глубину 968 м. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 10,1 МПа. Объем затрубного пространства скважины 20,7 м.
3
Режим работы скважины до обработки: суточный дебит 29 м. Обводненность 98% и дебит по нефти 0,53 тн в сутки.
3
Приготовили 10% рабочий раствор модификатора коллекторских свойств пласта «Компонекс-21», содержащего, мас. %: хлорид калия - 15, смесь нитрилотриметилфосфоновой кислоты и Трилон-Б - 20, третичные амины - 30, хлорид триметиламмония - 30, объемом 52,0 м, и аккумулировали его в емкости.
3
Закачали в затрубное пространство скважины рабочий раствор модификатора «Компонекс-21» в объеме 52,0 м. Измерили давление закачки - 0 атм (0 МПа).
Выдержали модификатор в пласте 12 часов для протекания реакции с пластом.
3
Закачали в затрубное пространство скважины минерализированную воду объемом 12 мс целью продавки раствора модификатора в пласт. Измерили давление на забое, давление 10 атм (1,0МПа).
3
Окончательно продавили раствор модификатора в пласт минерализованной водой в объеме 9,0 м и выдержали в течение 72 часов. В начале продавки давление на забое скважины составляло 10 атм (1 МПа), при окончании продавки минерализованной водой давление выросло до 15 атм (1,5 МПа).
Результаты обработки
3
Режим работы скважины после обработки: суточный дебит 31 м, обводненность 89% и дебит по нефти 3,14 тн в сутки.
Таким образом, заявленный способ позволит повысить нефтеотдачу пластов за счет создания внутри крупных водонасыщенных пор сети гидрофобных пор, создающих препятствие на пути протекающей через указанные поры воды и, таким образом, приводящих к снижению обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, увеличить зону охвата пласта заводнением и обеспечить модификацию фазовых проницаемостей в поровой поверхности пласта - уменьшить фазовую проницаемость по воде и увеличить фазовую проницаемость по нефти без предварительного останова скважины на ремонт и ее глушения.