СОСТАВ ДЛЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
COMPOSITION FOR ALIGNING PROFILE LOG OF WATER INJECTION WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин.
Известен состав обратных эмульсий для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент РФ на изобретение №2126082, Е21В 43/22, 1999), включающий воду, масляную фазу в виде жидких нефтяных углеводородов парафинового ряда, эмульгатор, включающий сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким содержание металлопорфириновых комплексов в качестве эмульгирующего компонента и ароматический углеводород в качестве растворителя.
Недостатком известного состава является применение специальных диспергирующих устройств для приготовления тонкодисперсных эмульсий с размером глобул не более 10 мкм, а также высокая вязкость получаемой концентрированной эмульсии, что ограничивает область применения данного состава лишь для обработки высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов.
Известен состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (патент РФ на изобретение №2157451, Е21В 43/22, 2000), содержащий водный раствор силиката натрия совместно с цеолитсодержащей породой, предварительно обработанной кислотой.
Недостатками известного состава являются наличие взвешенных твердых частиц, которые имеют низкую проникающую способность в породы пласта, отсутствие компонентов, регулирующих время гелеобразования, а также низкая эффективность состава в условиях низкой минерализации пластовых вод.
Известен состав (патент РФ на изобретение №2160832, Е21В 43/22, Е21В 33/138, 2000), содержащий соляную кислоту (1-3%) и силикат натрия (1-15%) с низким значением pH (1,5-2) в качестве первой оторочки, с последующей закачкой отдельно концентрированного раствора силиката натрия для повышения pH среды до 5-8.
Недостатком данного состава является неконтролируемое гелеобразование состава за счет смешивания его с пластовыми водами.
Известен гелеобразующий состав - дисперсия в воде полиакриламида, ацетата, хрома, оксида магния и гуара (патент РФ на изобретение №2382185, Е21В 43/22, С09К 8/90, 2010).
Недостатками данного состава являются относительно высокая вязкость образующегося состава до сшивки, низкая фильтруемость состава в породе пласта и образование проницаемой корки в призабойной зоне скважин, сложность приготовления качественного однородного состава в прискважинных условиях, сложность последующего разрушения состава в пласте при необходимости, сложность регулирования времени сшивки состава.
Известен состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи по патенту РФ на изобретение №2076202, Е21В 43/22, 1996, содержащий соли алюминия, карбамид и воду. Известный состав принят в качестве ближайшего аналога.
Недостатком состава является образующийся гель, который неустойчив вследствие синерезиса при повышенных пластовых температурах.
Технической задачей изобретения является повышение селективных свойств состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин по отношению к горным породам разной проницаемости за счет повышения степени кольматации для пород повышенной проницаемости.
Техническим результатом является повышение селективной и кольматирующей способности состава для пород повышенной проницаемости.
Технический результат достигается тем, что состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, согласно изобретению в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно содержит технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас. %:
- соли алюминия - 7-25;
- вода - 5-50;
- лигносульфонаты технические - 15-40;
- соляная кислота - 0,2-0,5;
- нефтепродукты- 15-40.
Кроме того, в составе в качестве нефтепродуктов может быть использована дегазированная нефть.
Технический результат обеспечивается тем, что состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин включает осадкообразующий компонент - сульфат и/или хлорида алюминия 7-25 мас. %; воду 5-50 мас. %; соляную кислоту 0,2-0,5 мас. %, технические лигносульфонаты на натриевой основе 15-40 мас. % и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с 15-40 мас. %, например, в виде дегазированной нефти, гексановой фракции, дизельного топлива и др. Использование состава, в котором количество компонентов больше или меньше указанного, приводит либо к снижению кинематической вязкости, либо к ее чрезмерному увеличению. Состав с меньшей кинематической вязкостью будет проникать не только в высокопроницаемые, но и в низкопроницаемые слои, при этом осаждение состава в высокопроницаемых слоях будет недостаточным для снижения их проницаемости, т.е. состав не будет обладать нужными кольматирующими и селективными свойствами. В результате слишком высокого увеличения вязкости состав будет невозможно закачать в пласт.
2
4
3
3
3
3
В составе используют соли алюминия Al(SO) и/или AlCl, так как при взаимодействии их с карбонатной породой (СаСО) и водой образуется кристаллический гидроксид алюминия (Al(ОН)), который выпадает в осадок. Технические лигносульфонаты вводят в состав для усиления осадкообразующих свойств, взаимодействуя с водой, они образуют гелеобразную структуру, которая содержит внутри себя кристаллический гидроксид алюминия, который кольматирует высокопроницаемые каналы.
Содержание соляной кислоты придает составу свойства кислой среды с пониженными значениями показателя pH, при которых облегчается процесс приготовления состава за счет более интенсивного растворения алюмосодержащих веществ и удержания их в растворенном состоянии. При нейтрализации кислоты после нагнетания состава в призабойную зону скважины показатель кислотности pH увеличивается, и создаются условия для гелеобразования в закачиваемом составе.
Неуглеводородные лиофильные компоненты, а именно водный раствор солей алюминия в смеси с соляной кислотой и лигносульфонатом техническим на натриевой основе, в заявляемых количественных пределах облегчают поступление состава в водонасыщенную часть разреза.
2
2
Наличие в составе для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин нефтепродуктов, особенно в виде дегазированной нефти, повышает вязкостные свойства состава, что указывает на повышение селективных свойств состава, так как позволяет ему проникать, главным образом, в наиболее проницаемую часть обрабатываемого пласта. С увеличением содержания нефтепродуктов до 35-40% вязкость состава достигает 100-200 мм/с. Изменение количества входящих в состав компонентов в заданных интервалах позволяет регулировать вязкость состава в широких пределах и задавать высокие кольматирующие и селективные свойства. При отсутствии в составе нефтепродуктов кинематическая вязкость водных растворов химически чистого хлористого алюминия или сернистого алюминия с добавками в них технических лигносульфонатов составляет 20-40 мм/с, что недостаточно для кольматирующего и селективного воздействия на призабойную зону скважины с пропластками различной проницаемости. Проникновение таких растворов может быть значительным как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пропластки, что существенно снижает эффективность обработки по регулированию профилей приемистости нагнетательных скважин.
2
4
3
На фиг. 1 представлено изменение проницаемости образцов керна терригенных пород после прокачки заявляемого состава с содержанием: 10%Al(SO)+20%ЛСТ+0,5%HCl+20% нефти, остальное вода, и состава, где нефтепродукты отсутствуют.
2
4
3
На фиг. 2 представлено изменение проницаемости образцов керна терригенных и карбонатных пород при прокачке заявляемого состава с содержанием: 10%Al(SO)+20%ЛСТ+0,5%HCl+20% нефти, остальное вода.
На фиг. 3 показана фильтруемость различных составов с близкими вязкостными свойствами через образцы керна с разной проницаемостью.
На фиг. 4 показано изменение проницаемости образцов керна терригенных пород после прокачки заявляемого состава с содержанием компонентов и значениями вязкости нефтепродукта, приведенными в таблице 1.
На фиг. 5 показана фильтруемость составов, приведенных в таблице 1, через образцы керна с разной проницаемостью.
Осадкообразующий состав для выравнивания профиля приемистости скважины готовят следующим образом.
Приготовление осадкообразующего состава осуществляют путем последовательного внесения и перемешивания солей алюминия, воды и соляной кислоты. В полученный раствор вводят расчетное количество технических лигносульфонатов на натриевой основе. Компоненты перемешивают путем циркуляции с помощью цементировочного агрегата и технологических емкостей в течение 30-40 мин. Затем в состав вводят нефть с перемешиванием до получения нерасслаивающейся стабильной эмульсии. Приготовление состава начинают за 2-3 часа до закачки его в скважину.
Пример 1 с использованием продукта Казанского завода «Нефтеоргсинтез».
3
Для приготовления 1 м состава берут, мас. %:
- хлористого алюминия - 25;
- воды - 14,5;
- лигносульфоната технического на натриевой основе - 20,0;
- соляной кислоты - 0,5;
- дегазированной нефти с вязкостью 1,45 мПа·с.
Пример 2 с использованием продукта Пермского химического завода.
3
Для приготовления 1 м состава берут, мас. %:
- хлористого алюминия - 7;
- соляной кислоты - 0,5;
- лигносульфонатов - 40;
- дегазированной нефти с вязкостью 17 мПа·с;
- воды - 12,5.
2
4
2
Пример 3 с использованием продукта «Касофт» с формулой Al(SO)·2OHCl·16HO, ТУ 2458-264-05765670-99. Продукт «Касофт» представляет собой смесь хлорида и сульфата алюминия. Используется в виде водного раствора. При использовании продукта «Касофт» в качестве осадкообразующего компонента необходимость в добавлении соляной кислоты отпадает, так как она содержится в составе продукта «Касофт» (мас. % соляной кислоты составляет 0,5).
3
1 м состава, включающего продукт «Касофт» содержит, мас. %
- смесь хлорида и сульфата алюминия - 16,0;
- воды - 19,5;
- соляной кислоты - 0,5;
- лигносульфонатов - 33,0;
- дегазированной нефти с вязкостью 28,7 мПа·с - 23,0.
В качестве осадкообразующего компонента могут быть использованы:
2
3
- алюминий сернокислый (технический с содержанием AlO - 7-8%) (ГОСТ 3758-75);
- алюмохлорид марки «А» и «Б», ТУ-38.102612-88;
- алюмохлорид (жидкий), ТУ-2152-013-56807-2002.
Лигносульфонаты технические на натриевой основе используют марки «А», ТУ-13-6281036-029-94.
Кислота соляная, ГОСТ (3118-77);
«Касофт» ТУ 2458-264-05765670-99.
Объем состава для обработки нагнетательной скважины определяют из расчета заполнения пустотного пространства околоскважинной части пласта в радиусе 5-8 м по следующей формуле:
ком
2
3
V=0,5π·r·h·m; (м)
где r - радиус зоны проникновения, м; h - эффективная толщина пласта, м; m - пористость, д. ед.
Повышение кольматирующих 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 (УИПК) при температуре 20-22°C и давлении гидрообжима образцов 3,5 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 осадкообразующий состав 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 осадкообразующего состава (фиг. 4).
4
3
3
Например, опыты показали снижение проницаемости керна после прокачки осадкообразующего состава: 10%Al(SO)+20%ЛСТ+0,5%HCl+20%нефти, остальное вода (состав 11 в табл. 1), по сравнению с составом, содержащим соли алюминия при отсутствии нефти (фиг. 1). При обработке карбонатных пород заявляемым осадкообразующим составом в интервале изменения начальной проницаемости 0,05-1,1 мкм коэффициент снижения проницаемости составил 86-99,4%. Для терригенных пород в этом же интервале коэффициент снижения проницаемости составил от 20 до 95,2% (фиг. 2).
2
2
Для оценки степени селективности воздействия осадкообразующего состава проведены опыты по фильтрации через образцы керна, обладающие разной проницаемостью, осадкообразующего состава и 83%-ного водного раствора глицерина (фиг. 3). Обе жидкости характеризуются близкими значениями вязкости - 52 мм/с и 51,9 мм/с соответственно. В результате проведенных исследований было выявлено, что для прокачки осадкообразующего состава через образец керна, при прочих равных условиях, требуется давление на входе в образец керна на порядок выше, чем при прокачке 83% водного раствора глицерина. Из этого следует, что осадкообразующий состав при давлении фильтрации выше 0,2 МПа в большей степени будет проникать в высокопроницаемые породы и в меньшей степени в малопроницаемые породы, то есть заявляемый состав обладает селективными свойствами по отношению к горным породам разной проницаемости и может быть использован для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Подобные опыты проведены с составами, приведенными в таблице 1, и построены зависимости, представленные на фиг. 5.
Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин используют следующим образом.
Подготовку нагнетательной скважины проводят заблаговременно. Проводят оценку технического состояния скважины и возможности закачки в скважину по колонне НКТ с посаженным пакером высоковязкого осадкообразующего состава в необходимом объеме, а также продавочной жидкости в объеме НКТ+1,5 объема скважины в интервале от забоя до пакера.
Обвязка скважины и технологического оборудования (цементировочный агрегат, технологические емкости) должна быть выполнена за 0,5-1 час до закачки осадкообразующего 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 48 часов, затем закачивают воду с определением приемистости и давления на устье.
Таким образом, изобретение позволяет повысить кольматирующие и селективные способности состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.