СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ
LIMITATION OF WELL WATER PRODUCTION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважины, изоляции различных источников обводнения добывающих скважин, ликвидации заколонных перетоков, отключения пластов и пропластков, а также к способам повышения нефтеотдачи пластов методом выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Область применения: призабойная зона терригенного или карбонатного коллектора.
Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в призабойную зону оторочек изолирующего состава на основе полимера, при увеличении концентрации изолирующего состава, в изолирующий состав вводят сшиватель и древесную муку для образования полимерволокнистодисперсной системы, при этом сшиватель вводят в раствор полимера с древесной мукой непосредственно в нагнетательный трубопровод, после насосного оборудования для исключения механической деструкции сшитой полимерволокнистодисперсной системы, и сначала производят закачку низкоконцентрированных растворов при содержании полимера 0,15%, сшивателя 0,015% и древесной муки 0,1%, постепенно повышая концентрацию полимера до 0,5%, сшивателя до 0,05% и древесной муки до 0,6%, в качестве сшивателя используют водный раствор ацетата хрома, а в качестве полимера - полиакриламид (Патент KZ №28933, МПК E21B 33/138, E21B 37/06, 15.09.2014).
Недостатком данного способа является разрушение по истечении времени образуемой структуры, размыв ее пластовой жидкостью и проявление повторных прорывов воды в скважину. Также используемый в способе полиакриламид значительно теряет свои реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа и ограничивает его применение на месторождениях с высокоминерализованными пластовыми водами. Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава на основе ксантана, ацетата хрома, щелочи и воды, гелеобразующий состав дополнительно содержит полиакриламид или эфир целлюлозы и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы 0,025-2,0, щелочь 0,005-0,1, бактерицид 0,03-0,3, ацетат хрома 0,005-0,2, вода - остальное, соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после закачки гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора (Патент №2347897, МПК E21B 43/22, C09K 8/90, 27.02.2009).
Известный способ малоэффективен и ограничен в применении на месторождениях с высокопроницаемыми продуктивными пластами и пластами, осложненными естественной и техногенной трещинноватостью.
Наиболее близким по технической сущности является способ применения состава для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, включающий приготовление и закачку состава, предварительно готовят глинистую суспензию смешением глинопорошка и воды, затем в движущуюся глинистую суспензию порциями вводят полиакриламид Праестол 2540 и древесную муку, закачивают состав в скважину, определяют давление закачки, при отсутствии роста давления дополнительно закачивают гельцементный раствор, а при повышении давления закачивают расширяющийся тампонажный состав. Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, содержащий глинопорошок, полимер и воду, состав дополнительно содержит древесную муку, а в качестве полимера содержит полиакриламид Праестол 2540 при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:
Глинопорошок
100
Полиакриламид Праестол 2540
0,10-0,20
Древесная мука
2,0-4,0
Вода
200-400
(Патент РФ №2483093, C09K 8/50, E21B 33/00, 27.05.2013).
Недостатком данного способа является то, что используемый в изобретении состав обладает слабой адгезией к породам, слагающим коллектор, вследствие чего при освоении и в процессе эксплуатации скважины возможно вымывание композиции, что может приводить к осложнениям в работе глубинно-насосного оборудования. Недостаточная сдвиговая прочность композиции при высоких градиентных давлениях приводит к разрушению структуры и повторному прорыву воды. Вследствие этих причин при проведении изоляционных работ с применением данного способа требуется проведение дополнительных затратных ремонтных работ, связанных с докреплением закачанного водоизоляционного состава тампонажным цементом. Предложенный в способе технологический процесс приготовления и закачки состава ввиду использования нескольких отдельных сухих компонентов системы не позволяет в полевых условиях получать композицию со стабильным заданным содержанием каждого компонента в воде при непрерывном режиме закачки, что может привести в процессе закачки к нарушению компонентного состава изобретения и, как следствие, к осложнениям в скважине и/или низкой эффективности проведенных работ.
Технической задачей настоящего изобретения является разработка высокотехнологичного и эффективного способа ограничения водопритока с применением состава, сохраняющего реологические свойства в широком диапазоне минерализации воды и обладающего избирательностью воздействия, позволяющего осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных нефтяных скважин за счет увеличения изоляционных свойств создаваемых экранов, не требующих обязательного закрепления дополнительными тампонажными материалами, а также создание способа применения формы состава, исключающего нарушения пропорций компонентов в закачиваемой системе при технологическом процессе приготовления и закачки.
Поставленная задача решается тем, что способ ограничения водопритока в скважину включает приготовление и закачку водной суспензии древесной муки, глинопорошка и полиакриламида, предварительно готовят микроволокнистый реагент путем смешения древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, перед смешением древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем измельчения до дисперсности не более 50-70 мкм, и гелеобразующую композицию путем смешения микроволокнистого реагента, полиакриламида, сшивателя, преимущественно бихромата калия или натрия, и восстановителя, преимущественно тиосульфата натрия, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 20-40, сшиватель - 2,0-4,0, восстановитель - 4,0-8,0, микроволокнистый реагент - остальное, осуществляют закачку оторочки 0,5-6,0%-ной водной суспензии микроволокнистого реагента в объеме 60-80% от общего объема закачки и оторочки 2,0-4,0%-ной водной суспензии гелеобразующей композиции последовательно, затем проводят технологическую выдержку. Микроволокнистый реагент содержит, в мас.%: древесную муку 20-60, стабилизирующую добавку 3-10, глинопорошок - остальное.
В заявленном способе используют следующие реагенты:
глинопорошок по ТУ 39-0147001-105-93,
древесная мука по ГОСТ 16361-87,
в качестве стабилизирующей добавки используют ксантан марки Ziboxan F80, камедь ксантановую марки Veken, гуаровую камедь марки SUPREME-106 или их смесь, полиакриламид по ТУ 2216-006-63121839-2010, ТУ 2458-008-82330939-2008 (DP9-8177), ТУ 2216-025-70896713-2009 (Seurvey R), полиакриламиды марки АК-631иАК,
в качестве сшивателя преимущественно используют бихромат калия технический по ГОСТ 2652-78 или бихромат натрия по ГОСТ 2651-78, в качестве восстановителя используют тиосульфат натрия технический по ГОСТ 244-76,
воду используют пресную, минерализованную, высокоминеразизованную сточную или пластовую.
Микроволокнистый реагент в предлагаемом способе представляет собой порошок желтовато-серого цвета, состоящий из высокодисперсных микроволокон размером не более 50-70 мкм. Указанный порошок получают смешением древесной муки, глинопорошка и стабилизирующей добавки, предварительно древесную муку и глинопорошок подвергают механической активации путем их совместного измельчения. Гелеобразующая композиция представляет собой смесь микроволокнистого реагента, полиакриаламида, сшивателя и восстановителя, полученную путем их смешения в заводских условиях. Стабилизирующая добавка, содержащаяся в реагентах, обладает способностью к загущению при низкой концентрации, способностью придавать устойчивость реагентам к механической деструкции и высокой минерализации воды, а также имеет псевдопластичные свойства. Суспензии порошковых реагентов образуют в воде тиксотропную систему, которая восстанавливается после механического разрушения за определенный период времени, по истечении которого суспензии реагентов переходят в структурированное «студнеобразное» состояние. Приведенные в способе реагенты не вызывают изменений физико-химических свойств отбираемой нефти, поскольку химический состав поверхности частиц является инертным по отношению к нефти (не вызывает окисления и образования стойких эмульсий), обладают низкой коррозионной активностью. Реагенты по классификации опасности по ГОСТ 12.1.005 относятся к классу 4 опасности (малоопасные вещества).
Способ осуществляется следующим образом.
Технологический процесс реализуется через добывающие и нагнетательные скважины, температура пласта от 15°C до 90°C. Готовят микроволокнистый порошкообразный реагент путем механической активации древесной муки и глинопорошка, которую проводят их смешением в заданных пропорциях и измельчением до дисперсности не более 50-70 мкм, затем вводят стабилизирующую добавку. Готовят гелеобразующую композицию смешением микроволокнистого реагента, полиакриламида, бихромата калия или натрия и тиосульфата натрия в заданных концентрациях.
Далее на скважине готовят водные суспензии микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. На эжекторное устройство установки УДР-ВП (установка по дозированию реагентов вибрационная переносная ТУ 3667-001-09749372-2016) подается под давлением вода. Одновременно в камеру смешения эжектора сверху с помощью вибродозатора производится регулируемая подача реагента. В результате разряжения происходит захват и смешение с водой дозируемого реагента.
Регулирование подачи (расхода) реагента производится с помощью частотного преобразователя, позволяющего изменять производительность вибродвигателя. Таким образом, зная текущий расход воды в трубопроводе (по показаниям расходомера-счетчика) и имея установленную по результатам тарировки зависимость «частота вибродвигателя (Гц) - расход реагента (кг/час)», можно обеспечить точную плановую весовую дозировку реагента и приготовить водную суспензию заданной концентрации с обеспечением непрерывности технологического процесса закачки композиций в скважину. Полученная в камере смешения эжектора водная суспензия заданной концентрации далее по трубопроводу поступает на бункер насосного агрегата ЦА-320. Технология реализуется путем закачки в пласт расчетного объема водных суспензий реагентов - первой оторочкой закачивают в скважину водную суспензию микроволокнистого реагента, затем оторочку водной суспензии гелеобразующей композиции. Общий объем закачки определяют исходя из геолого-физических условий объекта воздействия и рассчитывают по формуле:
Vз=3,14*m*h*R2,
3
где Vз - объем закачки, м, m - коэффициент пористости, h - расчетная толщина, м, R - радиус создаваемого водоизоляционного экрана, м.
Соотношение объемов оторочек и концентрации водных суспензий реагентов устанавливаются в зависимости от приемистости изолируемых толщин. В случае резкого повышения давления закачки на 20-30% от установившегося в процессе обработки производят переход на суспензии реагентов меньшей концентрации на 1-2% либо сокращают объем закачки. В случае, когда после закачки рассчитанного объема суспензий в скважинах не происходит повышения давления закачки или снижения приемистости более чем на 10% от первоначального, увеличивают объем суспензий реагентов или концентрацию суспензий на 1-2%. После завершения закачивания планового объема суспензий реагентов проводят продавку расчетным объемом воды с определением приемистости. В случае проведения изоляционных работ через дополнительно созданные в эксплуатационной колонне специальные отверстия проводят докрепление путем закачки тампонирующей оторочки на основе цемента. Далее проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. В лабораторных условиях проведены испытания предлагаемого способа и его наиболее близкого аналога с целью оценки эффективности применения в технологиях увеличения нефтеотдачи. Лабораторные исследования проведены на естественных кернах терригенных и карбонатных отложений средне- и высокопроницаемых зон диаметром 3,0 см и длиной 3,67-4,16 см. Подготовку кернов проводили согласно ГОСТу 26450.2-85, ГОСТу 26450.1-85. Результаты исследования водоизолирующей способности приведены в таблице 1.
Опытно-промышленные испытания реагента при выполнении работ по изоляции водопритоков в добывающих скважинах и ликвидации заколонной циркуляции проведены на 14 скважинах (Таблица 2). Общие объемы закачек, объемные соотношения оторочек и концентрации водных суспензий реагентов рассчитывали в зависимости от геолого-физических характеристик скважин и решаемых задач. Удельная приемистость скважин в процессе закачки водных суспензий реагентов снизилась в среднем на 37%. Дебит скважин по нефти увеличился в среднем в 2,5 раза.
Приводим примеры конкретного выполнения способа.
3
3
3
Пример 1. В добывающей скважине в процессе эксплуатации произошло резкое увеличение обводненности с 70% до 98,7%. По результатам проведенных промыслово-геофизических исследований скважины выявлено наличие заколонной циркуляции жидкости с нижнего водоносного пласта в действующий интервал перфорации. В скважину спустили пакер над интервалом перфорации, определили приемистость скважины, которая составила 288 м/сут при давлении 80 атм. В скважину по насосно-компрессорным трубам (НКТ) через действующий интервал перфорации закачали 15 м водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции. В процессе закачки давления выросло до 120 атм, нагнетание состава прекратили и продавили водой в объеме 2,6 м. Скважину оставили на структурообразование на 48 часов. После запуска скважины в работу обводненность добываемой продукции стабилизировалась на уровне 75%.
3
3
3
3
Пример 2. Добывающая скважина, вскрывшая монолитный карбонатный пласт в водонефтяной зоне залежи, в процессе эксплуатации в результате подъема ВНК и образования воронки депрессии, обводнилась подошвенной водой до 99% и была переведена в пьезометрический фонд. В скважине определили приемистость, составившую 320 м/сут при давлении 40 атм. В скважину с использованием установки по дозированию реагентов УДР-ВП и насосного агрегата ЦА-320 приготовили и закачали через существующий интервал перфорации 50 м водных суспензий микроволокнистого реагента и гелеобразующей композиции, приготовленного на пластовой воде, плотностью 1,16 г/см. Средняя концентрация реагентов в воде составила 4,4%, расход реагентов 2,3 тонны. Произвели продавку рабочих составов водой в объеме 3,5 м. В процессе продавки определили приемистость скважины, которая составила 305 м/сут. при давлении 65 атм. Скважину оставили на структурное упрочнение на 48 часов. В скважину по результатам освоения спустили штанговый насос. После выхода скважины на установившийся режим обводненность добываемой продукции по скважине составила 30%. Примеры 3-14 выполняют аналогично.
Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритока является высокотехнологичным в приготовлении и закачке и эффективным для скважин, характеризующихся наличием зон с высокой проницаемостной неоднородностью и где необходимо блокирование водопромытых высокопроницаемых каналов и трещин, позволяет осуществить длительную качественную блокировку обводненных нефтяных скважин. Реагенты, применяемые в способе, сохраняют реологические свойства в широком диапазоне минерализации воды, обладают эффективными закупоривающими свойствами и высокой стабильностью.