СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ
METHOD OF INSULATING FLOW OF WATER INTO WELL

Предложение относится к разработке нефтегазовых месторождений, сложенных мощной толщей трещинных и трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластов, в частности к способам ограничения водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава (пат. РФ №2120544, МПК Е21В 43/22, опубл. БИ №29 от 20.10.98 г.). Гелеобразующий состав включает карбамид и водный раствор солей алюминия. Перед закачкой карбамид растворяют в жидких алюмосодержащих отходах промышленных производств с содержанием солей алюминия от 8,0 до 25,0 мас.% в следующих соотношениях, мас.%: жидкие алюмосодержащие отходы - 20,0-75,0; карбамид - 15,0-50,0; вода - остальное.
Достоинством способа является то, что за счет увеличения охвата пласта воздействием увеличивается нефтеотдача месторождения.
Недостатком способа является низкая эффективность водоизоляции из-за низких технологических и эксплуатационных свойств гелеобразующего состава, отсутствия селективности состава особенно при повышенных температурах, низкой устойчивости и ухудшения структурно - механических свойств во времени. Еще одним недостатком способа является так называемое «старение геля», которое сопровождается заметным отделением воды (явление синерезиса) и приводит к уменьшению эффективности полученных водоизолирующих экранов. Кроме того, гелеобразующий состав вступает в реакцию с карбонатной породой коллекторов, приводя тем самым к увеличению ее фильтрационных свойств. Для повышения эффекта изоляции водопритоков в водопроводящих каналах трещиноватой зоны карбонатного пласта требуется увеличение закачиваемого состава.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах, включающий приготовление и закачку в пласт инвертной эмульсии на основе дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с добавкой эмульгатора и стабилизатора (пат. РФ №2184836, МПК Е21В 33/138, опубл. БИ №19 от 10.07.02 г.). Предварительно готовят водный раствор необходимой плотности и углеводородную фазу с необходимым количеством порошкового эмульгатора и стабилизатора. Далее обе фазы тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии и закачивают в пласт. Для облегчения закачки и повышения фазовой проницаемости перед эмульсией закачивают небольшое количество нефти или ее более легкой фракции. В качестве продавочной жидкости используют нефть или пластовую воду. В качестве эмульгатора и стабилизатора используют химически модифицированный высокодисперсный кремнезем, обладающий свойствами твердых неионогенных поверхностно-активных веществ, с размером дискретных частиц на 2-4 порядка меньше средних размеров поровых каналов, что позволяет обратной эмульсии под давлением глубоко проникать в пласт. В качестве углеводородной дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки. Соотношение дисперсная фаза/дисперсионная среда в эмульсии изменяется в пределах от 1/1 до 6/1.
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность изоляции водопритоков в скважине из-за высокой фильтрующей способности и низкой стабильности эмульсии, особенно при повышенных температурах.
Технической задачей предложения является повышение эффективности способа изоляции водопритоков в промытых высокопроницаемых трещиноватых зонах нефтяного и газового пласта при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков за счет повышения стабильности изолирующего состава, эксплуатационных свойств, повышения охвата пласта воздействием и, как следствие, увеличение добычи нефти и газа. Также способ позволяет расширить технологические возможности метода изоляции водопритоков в скважине.
Техническая задача решается способом изоляции водопритоков в скважине, включающим приготовление и закачку в пласт инвертной эмульсии на основе углеводородной дисперсионной среды и дисперсной фазы, в качестве которой используют химически модифицированный дисперсный кремнезем.
3
2
Новым является то, что дополнительно в качестве дисперсной фазы используют гелеобразующий состав, в качестве которого используют раствор карбамида в алюмосодержащих отходах промышленных производств, причем модифицированный дисперсный кремнезем используют с удельным весом от 40 до 160 г/дм и удельной поверхностью от 140 до 380 м/г, в количестве 0,25-2,5 мас.% ко всей массе эмульсии, а гелеобразующий состав используют в количестве 50-80% от всего объема эмульсии.
Также новым является то, что в качестве углеводородной дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки.
Также новым является то, что в углеводородную жидкость при постоянном перемешивании вводят последовательно модифицированный дисперсный кремнезем и гелеобразующий состав.
Также новым является то, что гелеобразующий состав в углеводородную жидкость вводят порциями.
Также новым является то, что модифицированный дисперсный кремнезем используют с размером дискретных частиц 0,0005-0,1 мкм, с эмульгирующей способностью не менее 350%.
Сущность способа изоляции водопритоков в скважине заключается в следующем.
При разработке высокотемпературной нефтяной или газовой залежи, представленной трещиновато-пористым коллектором карбонатного пласта, а также промытыми высокопронициемыми зонами нефтяного или газового пласта, выполняют геофизические и гидрогеологические исследования, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют приемистость скважин, допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объем закачиваемой инвертной эмульсии на основе углеводородной дисперсионной среды и дисперсной фазы, в качестве которой используют химически модифицированный дисперсный кремнезем в зависимости от объема порового пространства. Закачку инвертной эмульсии на основе углеводородной дисперсионной среды и дисперсной фазы осуществляют в объеме, равном объему трещин и промытых высокопроницаемых зон.
Предварительно готовят инвертную эмульсию.
3
2
При постоянном перемешивании последовательно вводят в углеводородную жидкость модифицированный дисперсный кремнезем и добавляют равномерными порциями гелеобразующий состав. Модифицированный дисперсный кремнезем используют с удельным весом от 40 до 160 г/дм и удельной поверхностью от 140 до 380 м/г, в количестве 0,25-2,5 мас.% от всей массы эмульсии. Содержание гелеобразующего состава используют от 50 до 80% от всего объема эмульсии. Модифицированный дисперсный кремнезем используют с размером дискретных частиц 0,0005-0,1 мкм, с эмульгирующей способностью не менее 350%. Соотношение углеводородной фазы к гелеобразующему составу изменяют в пределах от 1/4 до 1/1. Для приготовления гелеобразующего состава используют карбамид, жидкие алюмосодержащие отходы промышленных производств с содержанием солей алюминия от 8,0 до 25 мас.% и воду. Карбамид предварительно растворяют в этих отходах в следующих соотношениях, мас.%: жидкие алюмосодержащие отходы 20,0-75,0; карбамид 15,0-50,0; вода - остальное. В качестве углеводородной фазы для приготовления эмульсии используют нефть вязкостью от 5 до 50 мПа·с или продукты ее переработки. Порции гелеобразующего состава и модифицированный дисперсный кремнезем (МДК) в закачанной эмульсии образуют замкнутые объемы диспергируемого геля с распределением МДК по поверхности раздела геля и эмульсии. Закачанная композиция представляет собой эмульсионно - дисперсионно - гелевую систему. Гелеобразующий состав и МДК в закачанной в пласт эмульсии выполняют функцию дисперсной фазы, стабилизатора и эмульгатора. За счет температуры пласта, которая достигает 70-120°С, в гелеобразующем составе начинается процесс гидролиза карбамида, за счет которого водный раствор солей алюминия из жидкого состояния превращается в гелеобразное. После закачки эмульсии скважину останавливают для технологической выдержки на 1-5 суток для формирования водоизолирующего экрана под избыточным давлением. Изменение концентрации компонентов, регулирование подачи компонентов при приготовлении и содержание дисперсной фазы и дисперсионной среды позволяют повысить качество и стабильность реологических, тиксотропных, тампонирующих и фильтрационных свойств. Предлагаемый способ позволяет расширить технологические возможности приготовления и закачки эмульсии при различных геолого-физических условиях пласта. И, как следствие, способ приводит к увеличению эффективности и долговечности водоизоляционных работ, обеспечивает повышение выработки неоднородных по проницаемости продуктивных пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением, которое достигается путем предварительного полного или частичного блокирования высокопроницаемых, трещиноватых зон пласта и последующего изменения направления и перераспределения фильтрационных потоков с вовлечением в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых продуктивных зон пласта.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
2
3
2
Для приготовления эмульсии используют модифицированный дисперсный кремнезем, например, МДК «Кварц» по ТУ 245810-001-50618596-2000, производства ООО «Кварц», г.Азнакаево, РТ, который обладает развитой удельной поверхностью (до 380 м/г), или гидрофобный дисперсный порошок «Полисил», выпускаемый согласно ТУ 2169-005-13303015-03. МДК «Кварц» и «Полисил» представляют собой химически модифицированный кремнезем - высокодисперсный порошок белого цвета, исходным сырьем которого является аморфный кремнезем различной дисперсности с удельным весом от 40 до 160 г/дм и удельной поверхностью от 140 до 380 м/г с эмульгирующей способностью не менее 350%.
В качестве гелеобразующего состава могут быть использованы, например, реагент РВ-3П-1 по ТУ 2458-001-14702906-08 производства ООО НПП «Импульс» или ООО НПП «Спектр», гелеобразующий состав на основе жидкого стекла, соляной кислоты и ПАА, при следующих соотношениях компонентов, мас.%: жидкое стекло - 6-8, соляная кислота - 0,8-1,2, ПАА - 0,05-0,07, остальное вода, а также гелеобразующие составы на основе кислотных растворов синтетических алюмосиликатов (цеолита). Состав цеолитных композиций: цеолит - 6-8 мас.%, соляная кислота 8-12%, остальное - вода.
В качестве углеводородной фазы используют нефть или ее фракции - дизельное топливо, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), керосин, гексан и другие.
В качестве алюмосодержащих отходов промышленных производств используют растворы солей алюминия, например раствор хлорида алюминия, раствор сульфата алюминия или раствор нитрата алюминия с массовой долей солей алюминия 8-25% и т.д.
Стабильность изолирующих составов характеризуется объемом выделившихся водной и углеводородных фаз (УФ) в случае эмульсионных систем (прототип) и водной фазы (ВФ) за счет синерезиса в случае гелеобразующего состава (аналог). Исследования проведены при температуре 95°С. Результаты сравнительных исследований приведены в таблице 1.
Результаты проведенных исследований показывают, что предлагаемый способ приготовления и закачки эмульсии имеет лучшую стабильность (обладает синергетическим эффектом) по сравнению с прототипом и аналогом.
В случае проведения водоизоляционных работ в трещиновато-пористом карбонатном коллекторе их эффективность в первую очередь определяется тампонирующими свойствами изолирующих составов. В связи с этим моделирование трещинной призабойной зоны пласта проведено с помощью трубок. Тампонирующие свойства исследуемых систем оценивались по перепаду давления на концах трубок в процессе их вытеснения водой.
Фильтрационные исследования, характеризующие эффективность изоляции водопритоков, проведены с помощью фильтрационной установки УИПК-1М «Керн» при постоянном расходе, соответствующем гидродинамическим условиям призабойной зоны пласта, с использованием стальных трубок длиной 20 см и внутренним диаметром 8 мм, на концах оснащенных штуцерами с проходным сечением 4 мм.
Фильтрационные трубки заполнялись исследуемыми композициями и составами, и проводилось их вытеснение из трубок водой. В процессе вытеснения регистрировались перепад давления и объем вытесненной жидкости. При достижении постоянного перепада давления трубки разбирались, и определялось количество воды и оставшееся после вытеснения количество эмульсии. Затем фильтрационная трубка вновь заполнялась этой же исследуемой эмульсией и помещалась в сушильный шкаф с температурой 95°С на 1 сутки для протекания процесса гелеобразования. После гелеобразования из фильтрационных трубок с исследуемыми эмульсиями также проводилось их вытеснение водой с регистрацией параметров вытеснения. При достижении постоянного перепада давления трубки разбирались, и определялось количество воды и количество оставшейся эмульсии. Сравнительная оценка проводилась по перепаду давления при вытеснении исследуемых систем.
Сравнительные исследования проведены с наиболее близким прототипом и гелеобразующим составом - рабочим раствором реагента РВ-3П-1 по аналогу и растворами сульфата и нитрата алюминия после гелирования. Рецептуры исследуемых систем и результаты экспериментальных исследований приведены в таблицах 2 и 3. В качестве эмульгатора и стабилизатора в исследованиях использовался модифицированный дисперсный кремнезем марок «Кварц» и «Полисил».
Анализ результатов фильтрационных исследований показал, что на параметры процесса вытеснения исследуемой эмульсии влияют и концентрация МДК, и соотношение дисперсной фазы и дисперсионной среды. При вытеснении водой эмульсии максимальный перепад давления изменяется от 0,01 до 0,075 ат. Конечный же перепад давления, т.е. перепад давления после вытеснения, изменяется в очень узких пределах от 0,01 до 0,035 ат, причем практически не зависит от рецептуры исследуемых эмульсий. При одинаковой концентрации МДК максимальный перепад давления при вытеснении растет с ростом содержания гелеобразующего состава. А при одинаковом соотношении гелеобразующего состава и углеводородной фазы максимальный перепад давления увеличивается с увеличением концентрации МДК в системе.
Как видно из таблиц 2 и 3, по предлагаемому способу изоляции водопритоков в скважине максимальный и конечный перепад давления выше в 2-15 раз по сравнению с прототипом.
Сравнительные фильтрационные исследования с гелеобразующими композициями:
Композиция 1 - РВ-3П-1 - 40%; карбамид - 32%; вода - 8%; дизельное топливо 18%; МДК Кварц - 2%.
Композиция 2 - жидкое стекло - 4,8%; соляная кислота - 0,8%; ПАА - 0,05%; вода - 74,35%; дизельное топливо 47,5%; МДК Кварц - 2,5%.
Композиция 3 - цеолит - 6,4%; соляная кислота - 6,4%; вода - 67,2%; дизельное топливо 19%; МДК Кварц - 1%, приведены в таблице 4.
Таблица 4
№ п/п
Закачиваемая композиция
Максимальный перепад давления, ат
Конечный перепад давления, ат
1.
Композиция 1
0,65
0,35
2.
Композиция 2
0,32
0,19
3.
Композиция 3
0,43
0,29
Как видно из таблицы 4, по предлагаемому способу изоляции водопритоков в скважине максимальный перепад давления выше, чем у эмульсий и гелей того же состава, конечный перепад давления выше в 5-30 раз по сравнению с прототипом.
Таким образом, предлагаемый способ изоляции водопритоков в скважине позволяет увеличить нефтегазоотдачу в неоднородных трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластах при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков за счет повышения стабильности изолирующего состава, эксплуатационных свойств, повышения охвата пласта воздействием. Также способ позволяет расширить технологические возможности метода изоляции водопритоков в скважине.