СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
METHOD FOR BALANCING INJECTION WELL WATER-INTAKE CAPACITY PROFILE AND RESTRICTION OF WATER INFLUX TO PRODUCTION WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах. Возможно применение для скважин с любой геометрией.
Проблема изоляции и ограничения водопритока остается весьма актуальной. Сегодня существует бесчисленное множество приемов по ограничению воды в продуктивных пластах - от относительно простых до сложных и затратных.
Наиболее рентабельными являются химические методы, воздействующие на водонасыщенные интервалы нефтенасыщенного коллектора и сохраняющие проницаемость для нефти. Эффективность применяемой технологии зависит от способов ее реализации и правильно выбранного тампонажного материала.
Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых промытых пластах высокоэффективны составы на основе водных растворов гелеобразующих реагентов. В поверхностных условиях это маловязкие растворы, способные избирательно фильтроваться в обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, создавая искусственные гелеобразные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод.
Гелеобразующие растворы могут быть закачаны в добывающие скважины для ограничения попутной воды и в нагнетательные с целью перераспределения потоков. Традиционная схема применения: в пласт нагнетают водный раствор гелеобразующих веществ и оставляют в покое для формирования геля в поровом пространстве обрабатываемой зоны.
Известен способ изоляции водопритоков с помощью щелочных силикагелей на основе водных растворов силикатов щелочных металлов. Регулятором гелеобразования выступают порода, пластовая температура и соляная кислота (RU 2065442, кл. 20.08.96).
Недостатком способа является обязательное наличие больших объемов пресной воды. Приготовление закачиваемых композиций, закачка предоторочки и продавка состава в пласт должны осуществляться непременно с использованием пресной воды, что не всегда возможно в промысловых условиях.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт гелеобразующего состава на основе солей алюминия и карбамида (RU №2120544, 20.10.1998.).
Недостатком данного способа является низкие прочностные характеристики геля, что снижает эффективность изоляции в целом. Кроме того, подобные реагенты рекомендованы при повышенных пластовых температурах, что ограничивает их область применения.
Наиболее эффективными являются способы, включающие закачку в пласт составов на основе водорастворимых синтетических полимеров.
Так, известен способ разработки нефтяного пласта, основанный на закачке водного раствора анионного полимера и солей поливалентного катиона (RU 2167281, 04.08.1999).
Известен состав, включающий закачку полиакриламида и трехвалентного хрома (RU 2186393, 24.07.2000).
Недостаток способов заключается в низкой эффективности технологии, так как закачка растворов производится без учета комплекса технологических свойств полимеров: времени гелеобразования и начального градиента сдвига. Не рассчитывается и оптимальный объем закачиваемых композиций, что приводит к созданию недостаточного объема гелевого экрана и снижению эффективности технологии в целом.
Наиболее эффективными можно признать способы полимерного заводнения, в которых проводится предварительное исследование физических характеристик и расчет необходимых объемов закачиваемых композиций.
Известен способ выбора гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ (RU 2496818, 30.12.2011).
Положительно то, что способ осуществляется с учетом характеристик пласта и конкретной скважины, закачку гелеобразующих растворов проводят на основании предварительно определенных свойств полимеров: динамической вязкости, времени гелеобразования, статического напряжения сдвига и расчета начального градиента давления. Это позволяет правильно выбрать концентрации полимера и сшивателя в растворе, время закачки и объем полимерной композиции.
Недостаток способа в том, что не учитывается качество воды растворения полимера, что в некоторых случаях приводит к снижению прочности образующегося геля и его преждевременной деструкции, что делает невозможным создание долговременного барьера на пути фильтрации воды.
Наиболее близким к заявляемому решению является способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и ацетата хрома, причем указанный раствор готовят на пластовой воде с добавлением едкого натра до рН 8,0 и дополнительно натрия углекислого кислого в количестве 2,48 мас.% и дозировкой полиакриламида в количестве 1,33 мас.% и ацетата хрома в количестве 0,47 мас.% (RU 2352771, 20.04.2009).
Недостатком вышеуказанного способа является недостаточно широкая область применения, ограниченная минерализацией вод растворения.
Задачей предлагаемого изобретения является снятие ограничений по использованию минерализованных вод для приготовления и закачки гелеобразующих растворов, создание в пластовых условиях стабильной во времени гелеобразующей оторочки с высоким уровнем гидродинамических сопротивлений.
Поставленную задачу решает предлагаемый способ, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и ацетата хрома, причем указанный раствор готовят на пластовой воде с последовательным введением едкого натра до рН=8,0, натрия углекислого кислого в количестве 2,48 мас.%, отличающийся тем, что дополнительно в воду добавляется комплексон-трилон Б в количестве 0,1-5,0 мас.%, полиакриламид в количестве - 0,2-3,5 мас.%, и ацетат хрома в количестве 0,47 мас.%.
Отличительным признаком заявляемого способа от прототипа является введение в воду растворения комплексона трилона Б, а также иное количественное содержание в растворе полиакриаламида.
Оптимальный состав закачиваемой полимерной композиции определяется с учетом кинетики растворения, гелеобразования в конкретных пластовых условиях и определения стабильности полимерного геля во времени.
В случае обработки высокопроницаемых пластов изолирующий состав дополнительно может содержать различные минеральные наполнители до 10,0 мас.%.
Для приготовления состава по заявляемому способу применяют следующие реагенты: ПАА DP9-8177 (ТУ 2458-001-82330939-2008), ацетат хрома (ТУ 2499-001-50635131-00), гидроксид натрия (ГОСТ 2263-79), натрий углекислый кислый (ГОСТ 2156-76), трилон Б (ГОСТ 10652-73).
При приготовлении полимерных композиций по заявляемому способу могут быть использованы полиакриаламиды или их смеси, по физико-химическим свойствам сопоставимые с исследованным DP9-8177.
Для растворения полимеров на промысле обычно используют пластовую воду, поэтому степень минерализации воды имеет огромное значение. Наиболее критическим фактором при этом является содержание солей двухвалентных катионов (жесткости).
Высокая жесткость минимизирует свойство молекул полимера отталкиваться, разворачиваться, что снижает эффективность его применения, должного нарастания вязкости рабочего раствора не происходит. Увеличивается время растворения и структурирования полимера, что приводит к дополнительным энергозатратам и к длительному простою скважин. Образованный в таких условиях гель менее стабилен и в большей степени подвержен размытию и деструкции.
Трилон Б (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) образует устойчивые водорастворимые комплексы с большинством катионов. Добавление этого комплексона экранирует, уменьшает негативное воздействие солей жесткости на молекулы полимера, снижая общую зависимость технологии от минерализации вод. Кроме того, это очень доступный и недефицитный реагент.
Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены исследования по определению времени растворения и гелеобразования полимера с долговременной оценкой стабильности полимерного геля.
Тестирование проводили по общепринятым методикам.
Деструкция геля оценивалась визуально. Наблюдения проводились в течение года.
Приготовление рабочих растворов проводили последовательным введением в минерализованную воду щелочи до рН=8,0, соды, комплексона, полимера и ацетата хрома.
Время растворения полимера фиксировали от момента введения полимера в воду до его полного растворения. Время гелеобразования определяли с момента смешения полимерного раствора с ацетатом хрома (сшивателем) до потери подвижности геля. Растворение полимера проводили на пластовой водах Ивинского и Ульяновского месторождений, стабильность геля определяли при пластовой температуре этих месторождений - 24+/-1°С.
Результаты анализа воды представлены в таблице 1.
Результаты исследований представлены в таблице 2.
Анализ лабораторных исследований позволяет сделать вывод о том, что полимерные растворы, приготовленные на минерализованных водах, предварительно подготовленных и содержащих комплексон, связывающий соли жесткости, обладает лучшими технологическими характеристиками в сравнении с прототипом. Деструкция полимерного геля замедлена, гели более стабильны во времени.
Увеличение содержания полимера в растворе приводит к увеличению вязкости раствора, что исключает применение стандартного оборудования, а уменьшение ниже заявляемого количества полимера снижает эффективность технологии в целом.
Количество вводимого комплексона - трилона Б определяется экспериментально и зависит от типа и состава пластовых вод конкретного месторождения. Например, для Ивинского месторождения с минерализацией вод - 220 г/л можно рекомендовать составы 5-7 (табл. 2). Для Ульяновского месторождения с минерализацией вод 160 г/л составы 12-14 (табл. 2).
Полимерные композиции по заявляемому способу более технологичны - сокращено время растворения и гелеобразования состава, а образованный гель в меньшей степени подвержен деструкции, более стабилен.
Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит снять ограничения по использованию полимерных гелеобразующих составов на месторождениях с минерализованными водами (Поволжье, Казахстан и др.) и повысить эффективность разработки пластов в целом. Полимерный состав по предлагаемому способу может применяться в скважинах любой геометрии.