Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие
GEL-FORMING COMPOSITION FOR LIMITATION OF WATER INFLUX IN PRODUCTION WELL, ON WHICH STEAM-THERMAL EFFECT IS PERFORMED

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений сверхвязкой нефти (СВН) и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.
Известен состав для ограничения водопритока (водоизоляции) скважин в условиях, осложненных температурой до 150°С, содержащий углеводородную жидкость с поверхностно-активными веществами. В качестве указанной углеводородной жидкости он содержит смесь отработанных автомобильных масел, включающую поверхностно-активные вещества и 0,5-55 об. % светлых нефтепродуктов и дизельное топливо, корректирующее содержание светлых нефтепродуктов в указанном составе до 5-55,0 об. % (патент РФ №2286375 С2, МПК С09К 8/502, опубл. 27.10.2006 в бюл. №30). Механизм действия состава для водоизоляции скважин основан на снижении фазовой проницаемости коллектора для воды за счет гидрофобизации поверхности породы и образовании с пластовой водой высоковязкой обратной эмульсии.
Недостатком состава является, низкая термостабильность обратных эмульсий, которые под действием высоких температур (до 150°С) разрушаются, распадаясь на углеводородную фазу и воду, и тем самым теряют водоизолирующую способность.
3
Известны составы полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты или пласты, на которых осуществляется паротепловое воздействие (патент РФ №2483092 С1, МПК С09К 8/42, опубл. 27.05.2013 в бюл. №15). Составы дополнительно содержат хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см при следующем соотношении компонентов, % мас.:
полисахаридный загуститель
0,8-1,2
сшиватель - ацетат хрома
0,05-0,1
сшиватель - оксид магния
0,04-0,08
хлористый кальций
10-12,5
вода пресная
остальное
или
полисахаридный загуститель
0,8-1,2
сшиватель - ацетат хрома
0,05-0,1
сшиватель - оксид магния
0,04-0,08
хлористый кальций
4-6
вода минерализованная с плотностью 1,12 г/дм<sup>3</sup>
остальное.
В качестве полисахаридного загустителя используется полисахарид - гуар (гуаровая камедь).
Недостатком состава является его низкая сдвиговая прочность при проведении водоизоляционных работ для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является гелеобразующий состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (прототип) (патент РФ №2382185 С1, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 20.02.2010 в бюл. №5). Гелеобразующий состав включает дисперсию в воде полиакриламида (ПАА) и ацетата хрома (АХ), который дополнительно содержит полисахарид - гуар (Г) и оксид магния (MgO) при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,5-1,0
гуар
0,1-0,2
ацетат хрома
0,04-0,1
оксид магния
0,02-0,05
вода
остальное.
Недостатком состава является его низкая сдвиговая прочность при проведении водоизоляционных работ для ограничения водопритока в добывающей скважине при высоких температурах порядка 130-150°С.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, гелеобразующим составом за счет повышения термостабильности и сдвиговой прочности указанного состава при высоких температурах - порядка 130-150°С - и пластовых давлениях, при этом снижается обводненность добываемой продукции, увеличивается приток нефти к скважине, сокращается непроизводительный простой добывающей скважины, уменьшается нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, снижаются энергетические затраты при добыче нефти.
Поставленная техническая задача решается гелеобразующим составом для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, включающим дисперсию в воде полиакриламида и гуара, комплексный сшиватель, состоящий из ацетата хрома и оксида магния.
Новым является то, что суммарная концентрация полиакриламида и гуара в воде составляет 1%, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
полиакриламид
0,2-0,49
гуар
0,51-0,8
ацетат хрома
0,02-0,039
оксид магния
0,0167-0,0199
вода
остальное.
Для приготовления гелеобразующего состава используют полиакриламид, соответствующий техническим требованиям ПАО «Татнефть», полисахарид - гуар по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги, в качестве сшивателя используют ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00 или его аналог. В качестве оксида двухвалентного металла используют оксид магния по ТУ 6-09-3023-79.
Для приготовления гелеобразующего состава используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа.
Сущность изобретения.
Разработка нефтяных месторождений СВН преимущественно ведется с помощью паротеплового воздействия, при котором осуществляется закачка больших объемов пара с высокой температурой - порядка 150°С.
В этих условиях к технологиям ограничения водопритока в добывающие скважины, помимо основного требования - изоляции притока воды, поступающей по наиболее проницаемым интервалам пласта, предъявляется требование повышенной сдвиговой прочности гелеобразующего состава в условиях высоких температур.
Гелеобразующий состав получают смешением в закачиваемой воде дисперсии полиакриламида, гуара и комплексного сшивателя, которая в процессе закачки полностью растворяется в воде и превращается в полимерный раствор. Полимерный раствор под действием комплексного сшивателя начинает сшиваться, и со временем образуется сшитая неподвижная система (гель), которая закупоривает промытые водой зоны пласта, и поступление воды в добывающую скважину прекращается.
Первоначально гелеобразующий состав имеет невысокую исходную вязкость и поэтому легко проникает в пласт, в первую очередь, в высокопроницаемую зону пласта, откуда происходит приток воды в скважину. Влияние на вязкость раствора полиакриламида добавки полисахарида гуар показано на следующем примере.
Предлагаемый гелеобразующий состав проникает в высокопроницаемую часть призабойной зоны высокотемпературной добывающей скважины на небольшое расстояние, поскольку под действием высокой температуры увеличивается скорость сшивки полимеров комплексным сшивателем. Гелеобразующий состав при этом превращается в упругий гель, способный закупорить эту часть пласта, прекратить приток жидкости в скважину.
После закачки состава в пласт скважину останавливают на технологическую паузу. За время технологической паузы происходит структурирование водного раствора полимера в присутствии комплексного сшивателя, состоящего из ацетата хрома и оксида магния, с образованием гелеобразной неподвижной системы, обладающей высокой сдвиговой прочностью. Благодаря высокой сдвиговой прочности гелеобразующий состав способен выдерживать напор пластовой воды, приток которой в добывающую скважину после образования так называемой гелевой пробки полностью прекращается, снижается обводненность добываемой продукции и нагрузка на насосное оборудование и, как следствие, уменьшаются энергетические затраты. Кроме этого, сокращается продолжительность технологической паузы, которая составляет не более 1 суток. За счет сокращения продолжительности технологической паузы на время гелеобразования сокращается и время непроизводительного простоя добывающей скважины и снижаются эксплуатационные затраты.
-1
Сравнительное тестирование структурной прочности предлагаемого гелеобразующего состава осуществлялось путем измерения сдвиговой прочности полученных гелевых систем на реометре «PVS - Brookfield» при скорости сдвига 1,3 с, при температуре 130-150°С и давлении 0,5 МПа. Результаты этих исследований представлены в таблице 1 и на фиг. 1. Как видно из диаграммы, с увеличением в составе геля концентрации полиакриламида от 0,1 до 0,49% сдвиговая прочность системы растет до определенного предела, а затем при дальнейшем увеличении содержания ПАА в гелеобразующем составе снижается.
Максимальное значение сдвиговой прочности, равное 415 Па, имеет состав, содержащий 0,49% ПАА и 0,51% гуара + 0,0199% MgO + 0,039% АХ. Но в то же время гели, содержащие в своем составе полимеры с концентрациями от 0,2% ПАА+0,8% гуара также имеют достаточно высокие значения напряжения сдвига - 245,6 Па (правее условной вертикальной линии на диаграмме). Поэтому считаем, что оптимальный диапазон концентрации в гелеобразующем составе должен находиться от 0,2 до 0,49% для полиакриламида и от 0,51 до 0,8% для полисахарида. При этом суммарная концентрация полимеров остается равной 1%. Такой диапазон концентрации полимеров позволяет делать точный выбор конкретного состава для закачки в зависимости от проницаемости обрабатываемого пласта. Это расширяет технологические возможности применения состава в разных геолого-физических условиях. Для высокопроницаемых пластов предлагаются составы с высокой сдвиговой прочностью - от 250 до 450 Па, а для низкопроницаемых пластов - со сдвиговой прочностью от 150 до 250 Па.
Верхний предел содержания дорогостоящих полимеров, как ПАА и гуар, равный 1% мас., продиктован экономической целесообразностью, нижний предел - технологической эффективностью гелеобразующего состава по ограничению водопритока в скважину.
Для сравнения в таблице 1 приведена величина сдвиговой прочности, измеренная в аналогичных условиях, известного состава (прототипа), состоящего из 0,5% ПАА + 0,3% Г + 0,02% MgO + 0,04% АХ. Значение сдвиговой прочности у прототипа ниже, чем у предлагаемого состава, в 1,7-2,8 раза в зависимости от соотношения полимеров. Суммарное содержание полимеров в указанном составе равно 0,8.
Термостабильность предлагаемого гелеобразующего состава проверялась при температурах 25, 90, 120, 130, 150°С и при разных давлениях. Максимальное давление, при котором составы испытывались, равно 0,5 МПа. С ростом давления при одинаковой температуре прочность составов увеличивается, поскольку снижается отрицательное влияние высокой температуры на гель. Если при атмосферном давлении гель при температуре 150°С разрушается, то при давлении 0,5 МПа, приближенном к условиям Ашальчинского месторождения СВН, гель сохраняет свою структурную прочность, как показано на фигуре 2.
Следовательно, предлагаемый гелеобразующий состав может успешно применяться для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.
Пример конкретного выполнения.
3
3
3
Разрабатывают конкретную залежь СВН методом парогравитационного дренирования со следующими характеристиками: глубина залегания - 100-115 м, мощность пластов не менее 10 м, пластовое давление - 0,5 МПа, обводненность продукции добывающей скважины - 98%, приемистость скважины, определенная по результатам промысловых исследований, не менее 240 м/сут. Объем оторочки закачиваемого состава равен 24 м. Плотность воды, на которой готовится гелеобразующий раствор, составляет 1000 кг/м. Температура пласта около 130°С.
Закачка предлагаемого состава осуществляется с применением стандартного нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего приготовление дисперсии в воде полиакриламида и гуара, комплексного сшивателя, состоящего из ацетата хрома и оксида магния, и транспортировку и закачку ее в скважину:
- комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги;
- насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги;
- автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги.
3
Готовится гелеобразующий состав с концентрациями: ПАА - 0,49% мас., гуар - 0,51% мас., АХ - 0,039% мас., оксид магния - 0,0199% мас., вода - 98,94% мас. Расход реагентов на 1 м воды составляет: ПАА - 4,9 кг, гуар - 5,1 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50% мас. основного вещества) - 0,78 кг, MgO - 0,199 кг.
3
Состав готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. Продавливают состав в пласт водой в объеме, обеспечивающем ее полное вытеснение из ствола скважины, равном объему насосно-компрессорных труб + 0,5-1 м. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью не более 1 суток.
Недостатком всех полисахаридов, в том числе гуара, является их подверженность микробной деструкции, поэтому в случае применения гуара или его аналогов для подавления микробиологической деструкции в состав добавляется бактерицид, выбранный из числа формалина, СНПХ-1200, СНПХ-1050 К и др. в концентрации 0,2% мас.
Гелеобразующие составы по предлагаемому способу, обладая более высокой структурной прочностью, способны выдерживать большие нагрузки, не подвергаясь разрушению при высоких температурах, и дольше сохранять технологические свойства в пластовых условиях.
Следовательно, применение предлагаемого гелеобразующего состава для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие, способствует снижению обводненности добываемой продукции, увеличению притока нефти к скважине, сокращению времени непроизводительного простоя добывающей скважины, уменьшению нагрузки на насосное оборудование и снижению эксплуатационных и энергетических затрат при добыче нефти за счет повышения термостабильности и сдвиговой прочности указанного состава.