СОСТАВ ДЛЯ ПОТОКОВЫРАВНИВАЮЩИХ РАБОТ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ
COMPOSITION FOR FLOW LEVELING WORKS IN INJECTION WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин.
Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, включающий водорастворимый полимер, соли поливалентных металлов, хлорид аммония и воду (патент РФ №2169256, опубл. 20.06.2001 г.). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве соли поливалентных металлов используют ацетат хрома.
Недостатком известного состава является низкая эффективность при использовании для изоляции водопритока в скважину, при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин, так как происходит обратный вынос образующегося геля с продукцией скважины, что связано с недостаточно высокими прочностными и адгезионными свойствами взаимодействия состава с породой продуктивных пластов.
Известен осадко- и гелеобразующий состав для изоляции водопритока и выравнивания профиля приемистости пласта (патент РФ №2064571, кл. Е21В 33/138, опубл. 27.07.1996 г.), содержащий акриловый полимер (гивпан), силикат натрия (жидкое стекло), хлористый кальций и воду.
Недостатками состава являются низкая водоизолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия образующегося осадка к породам пласта.
Наиболее близким составом того же назначения к заявленному составу по совокупности признаков является состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (патент РФ №2560047, Е21В 43/22, опубл. 20.08.2015), содержащий хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты. Данный состав принят за прототип.
Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - лигносульфонаты технические, соляная кислота, соли.
Недостатком известного состава, принятого за прототип, является образующийся гель, который имеет большое время гелирования, недостаточную блокирующую способность и не высокую механическую прочность. Кроме того, использование керосина или нефти увеличивает стоимость состава.
Технической задачей изобретения является повышение блокирующей способности состава для высокопроницаемых горных пород, снижение стоимости состава.
Техническим результатом является увеличение фильтрационных сопротивлений после гелеобразования с большим снижением остаточной проницаемости по сравнению с аналогами.
Указанный технический результат достигается тем, что известный состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах, содержащий лигносульфонаты технические, соли, соляную кислоту, согласно изобретению содержит водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12%, в качестве солей - хлорид магния шестиводный и дополнительно содержит полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:
лигносульфонаты технические
27-38
водный раствор соляной кислоты
с концентрацией 12%
2,7-26,7
хлорид магния шестиводный
8-15
полиакриламид
1,3-4,5
вода
остальное
Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа - введение в состав полиакриламида и воды; использование в качестве солей - хлорида магния шестиводного; использование водного раствора соляной кислоты с концентрацией 12%, а также иное количественное соотношение используемых компонентов, масс. %: лигносульфонаты технические - 27-38; соляная кислота (12%) - 2,7-26,7; хлорид магния шестиводный - 8-15; полиакриламид - 1,3-4,5; вода - остальное.
Технический результат обеспечивается тем, что состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин включает полиакриламид - 1,3-4,5 мас. %; соляную кислоту (12%) - 2,7-26,7 мас. %, технические лигносульфонаты - 27-38 мас. %, хлорид магния шестиводный - 8-15 мас. % и воду - остальное. Использование состава, в котором количество компонентов больше или меньше указанного, приводит либо к изменению динамической вязкости и времени гелеобразования. В результате слишком высокого увеличения вязкости состав будет невозможно закачать в пласт.
Выбор компонентов разработанного состава состоял в анализе и обзоре специальной литературы, патентной базы и результатов использования различных марок ПАА на промыслах.
Использование хлорид магния шестиводного и водного раствора полиакриламида взамен хлорид и/или сульфат алюминия и нефтепродуктов, входящих в состав прототипа, позволяет снизить стоимость состава и улучшает его блокирующие способности.
Применение полиакриламида способствует получению высокопрочных и пластичных гелей. Создание надежного водоизолирующего экрана достигается не только за счет прочности тампонирующего материала, но и за счет полноты заполнения им водонасыщенных пропластков. При закачке состава в скважину важно замедлять растворение основного гелеобразующего компонента. Это позволит регулировать вязкость и скорость гелеобразования и обеспечит более глубокое проникновение состава в пласт. В качестве замедлителя растворения ПАА может являться раствор соли. Пластовые воды являются, в основном, водами хлоркальциевого типа, поэтому наилучшим вариантом является использование хлоридов, например, хлорида магния (бишофита). Для улучшения сцепления полученного состава с породой необходимо использовать реагенты с поверхностно-активными свойствами. Улучшение сцепления позволит повысить продолжительность эффекта от проведения работ на скважине. Одним из веществ с поверхностно-активными свойствами являются лигносульфонаты.
Соляная кислота в составе выполняет функцию регулирования кислотности среды, используется для осуществления гидролиза ПАА, усиливает движение молекул ПАА при взаимодействии с хлоридом магния и ЛСТ. Процесс гидролиза низкоконцентрированной кислотой протекает медленно при невысокой температуре (20, 32 град.) и приводит к образованию более прочных связей внутри системы.
На фиг. 1. показана зависимость начальной динамической вязкости от содержания ПАА.
На фиг. 2. показана зависимость динамической вязкости от содержания хлорида магния.
На фиг. 3. показана зависимость динамической вязкости от содержания лигносульфонатов.
На фиг. 4. показана зависимость динамической вязкости от содержания соляной кислоты
На фиг. 5. показана зависимость времени гелеобразования от содержания ПАА.
На фиг. 6. показана зависимость времени гелеобразования от содержания ЛСТ.
На фиг. 7. показана зависимость времени гелеобразования от содержания HCl.
На фиг. 8. показана зависимость времени гелеобразования от содержания хлорида магния.
На фиг. 9. показана зависимость времени гелеобразования от содержания ПАА и температуры.
Потоковыравнивающий состав для работ в нагнетательных скважинах готовят следующим образом.
Приготовление состава осуществляют подготовкой водного раствора ПАА, для этого в требуемое количество воды при постоянном перемешивании постепенно добавляют порошок ПАА (фиг. 1, фиг. 5). В полученную систему добавляют заданное количество хлорида магния в воде (фиг. 2, фиг. 8), лигносульфонаты (фиг. 3, фиг. 6) и водный раствор соляной кислоты с концентрацией 12% (фиг. 4, фиг. 7). Процесс смешивания компонентов производят непрерывно. В результате перемешивания происходит образование жидкого состава светло-коричневого цвета. Компоненты перемешивают путем циркуляции с помощью цементировочного агрегата и технологических емкостей. Приготовление состава начинают за 1 часа до закачки его в скважину.
Для изготовления состава были использованы:
Полиакриламид марки DP9-8177
Лигносульфонаты технические на натриевой основе используют марки «А», ТУ-13-6281036-029-94.
Кислота соляная, ГОСТ (3118-77).
Вода дистиллированная.
Хлорид магния, шестиводный ГОСТ (4209-77).
Объем состава для обработки нагнетательной скважины определяют из расчета заполнения пустотного пространства трещин или высокопроницаемых пропластков в призабойной зоне пласта в радиусе 5-10 м по следующей формуле:
ком
2
3
V=0,5π⋅r⋅h⋅m, (м)
где r - радиус зоны проникновения, м; h - толщина высокопроницаемых пропластков, м; m - пористость, д.ед.
Повышение блокирующих и селективных свойств отражают опыты по изменению проницаемости образцов керна после обработки образца заявляемым составом. Опыты проводили в лабораторных условиях на установке для исследования проницаемости кернов (УИК-5ВГ) при температуре 32°С и пластовым давление 20 МПа. Диаметр образцов керна составлял 25,2 мм, длина от 25 до 35 мм. Через образцы керна осуществляли фильтрацию 5% раствора хлористого кальция, затем прокачивали состав, выдерживали 24 часа и снова проводили фильтрацию 5% раствора хлористого кальция при постоянном расходе. Определяли начальную проницаемость образца и проницаемость после обработки осадкообразующим составом.
Результаты опытов показали значительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия состава.
Результаты фильтрации после суточной выдержки образца с закачанным в него составом приведены в таблице 1.
Эксперимент №1 показал, что состав неглубоко проникает в низкопроницаемую горную породу карбонатного коллектора. При закачке состава в низкопроницаемый образец градиент давления достиг 200 МПа/м. После выдержки состава в течение 24 часов и фильтрации пластовой воды в обратном направлении градиент давления резко снизился, проницаемость образца уменьшилась на 23%.
2
Для второго эксперимента выбран образец керна с червоточинами, использовавшийся ранее для моделирования кислотной обработки. Проницаемость образца по воде перед опытом составляла 21,661 мкм.
Основные результаты фильтрационного эксперимента №2 показаны в таблице 2.
При обработке составом высокопроницаемого образца карбонатного керна фактор остаточного сопротивления составил 300 ед.
Результаты фильтрационных экспериментов указывают на возможность эффективного применения разработанного состава для блокирования высокопроницаемых каналов фильтрации, которыми часто являются трещины в карбонатных коллекторах. Состав при его повышенной вязкости неглубоко проникает в породу с низкой проницаемостью, кольматируя каналы фильтрации на небольшом расстоянии от входной поверхности. В течение суток состав гелируется и блокирует движение пластовой воды по каналам фильтрации. Изменяя содержание компонентов в составе, можно увеличивать или уменьшать скорость его гелеобразования и вязкость.
2
4
3
В таблице 3 показано изменение проницаемости образцов керна карбонатных пород при прокачке состава, взятого за прототип, с содержанием 10%Al(SO)+20%ЛСТ+0,5%HCl+20% нефти.
Сопоставляя табл. 1-3 в части снижения проницаемости образцов, можно отметить, что разработанный состав блокирует высокопроницаемые горные породы на 99%, в то время как прототип на 91-92%.
Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах используют следующим образом.
1) приготовление составов производится на поверхности;
2) для успешного проведения ВИР с использованием разработанного состава необходимо применение отсекающих пакеров выше и ниже интервала закачки;
3) стенки скважины должны быть очищены от отложений и продуктов коррозионных процессов;
4) содержание компонентов подбирается индивидуально для определенных условий пласта и скважины с учетом того, что время гелеобразования должно быть больше времени закачки состава в пласт на 2-4 часа;
5) требуемые растворы следует готовить после выполнения всех предварительных работ;
6) проведение водоизоляционных и потоковыравнивающих работ предполагает использование следующего оборудования:
- насосный агрегат (ЦА-320, АН-700, АЧФ-700);
- оборудование обвязки устья скважины;
- технологические емкости.
Обвязка скважины и технологического оборудования (цементировочный агрегат, технологические емкости) должна быть выполнена за 0,5-1 час до закачки состава в скважину.
После приготовления осадкообразующего состава, обвязки скважины и технологического оборудования (цементировочного агрегата, технологических емкостей) ведут последовательную закачку в скважину осадкообразующего состава и продавочной жидкости (воды). Скважину закрывают на 24 часа, затем закачивают воду с определением приемистости и давления на устье.
Таким образом, изобретение позволяет повысить блокирующие и селективные способности состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Обладает более низкой стоимостью входящих компонентов.