ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ
GEL-FORMING COMPOSITIONS FOR WELL WATER SEALING

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения добычи нефти путем ограничения водопритока к эксплуатационным скважинам и снижения проницаемости обводненных продуктивных пластов при разработке месторождений заводнением.
В настоящее время развитие нефтедобывающих комплексов России, Беларуси и других стран СНГ характеризуется рядом проблем, связанных с трудностью извлечения остаточных запасов и увеличением обводненности нефти. Нефть в основном находится в трещиноватых коллекторах и извлекается с применением системы поддержания пластового давления при искусственном водонапорном режиме, в результате чего повышается обводненность сырой нефти.
Для ограничения водопритока из высокопроницаемых пропластков в околоствольную зону добывающих скважин обрабатывают специальными тампонирующими составами, которые образуют в водонасыщенных каналах фильтрации водоизолирующие экраны, препятствующие притоку воды.
Основными требованиями, предъявляемыми к тампонажным составам, являются: прочность, стабильность во времени, способность разрушаться после выполнения задачи, технологичность приготовления и закачки состава в пласт, низкая стоимость и экологичность используемых реагентов.
В мировой практике водоизоляционных работ широко применяются составы на полимерной основе, образующие водоизоляционный материал во всем объеме с регулируемым сроком гелеобразования. К ним относятся различные смеси на основе гипана [А.с. СССР 1153042, МПК Е21В 33/138, 1985; А.с. СССР 1321806, МПК Е21В 33/138, 1987; А.с. СССР 1421849, МПК Е21В 33/138, 1988], вязкоупругие составы на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов или бихромата калия, полимердисперсные системы, гелеобразующие составы на основе солей трехвалентных металлов [Патент РФ 2180037, МПК Е21В 33/138, 2002; Патент США 6189615, МПК Е21В 33/138, 2001; Патент РФ 2189441, МПК Е21В 43/22, 2001] и другие. Хотя результаты их использования положительны, но составы имеют ряд недостатков - высокую стоимость и токсичность некоторых компонентов (например, хром-ксантановые и хром-полиакриламидные гели), недостаточная селективность и невысокая эффективность изоляции из-за кратковременности их действия, и, в случае необходимости, отсутствие способов восстановления первоначальной проницаемости пластов.
Одним из наиболее экологичных и прогрессивных методов увеличения охвата пластов является применение гелеобразующих составов на основе силиката натрия. В США на основе силиката натрия разработана и применяется система «Zonelock» фирмы Dowell, представляющая собой подкисленный силикатный гель [Патент США 4417623, МПК Е21В 33/138, 1999]. Система успешно используется в песчаных, известковых и доломитовых пластах при температуре до 80°С. Основным недостатком состава является повышенная кислотность, вызывающая коррозию скважинного оборудования. Устранение данного недостатка возможно путем введения в композицию ингибиторов коррозии.
Существует технология, заключающаяся в последовательной закачке двух оторочек растворов (силиката натрия и кислого агента), которые при смешении в пласте образуют гель [Патент РФ 2125156, МПК Е21В 33/138, 1999]. Но эта технология имеет существенный недостаток: в пористой среде компоненты раствора плохо перемешиваются, в результате гель не образуется или образуется не во всем объеме.
Известен состав для ограничения водопритока, содержащий серную кислоту и воду [А.с. СССР 1747680, МПК Е21В 43/22, 1982]. В пластовых условиях серная кислота реагирует с ионами кальция, которые присутствуют в минерализованной воде, или с карбонатом кальция породы. В результате реакции в поровом объеме водопромытых зон формируется микрокристаллический осадок гипса, повышающий фильтрационное сопротивление при нагнетании воды и, как следствие, способствующий ограничению водопритока. Основным недостатком состава является низкая эффективность при высокой неоднородности нефтяного пласта. Недостатком состава является жесткое кислотное воздействие на прискважинную зону пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, что в сочетании со слабым осадкообразованием способствует увеличению неоднородности пласта и снижению эффективности воздействия на него. Кроме того, при растворении нефтенасыщенного карбонатного коллектора растворами чистой серной кислоты значительно повышается вязкость нефти и происходит образование водонефтяных эмульсий, что резко снижает эффективность работ.
2
4
4
2
4
2
4
2
3
2
6
4
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип [Патент РФ 2300628, МПК Е21В 43/32, 2003], является состав, содержащий водорастворимый неорганический сульфат (кислота серная HSO, аммония сульфат (NH)SO, натрия сульфат NaSO), водорастворимое соединение кремния (силикат натрия NaSiO, гексафторсиликат натрия NaSiF, хлорид кремния SiCl) и воду.
Основными недостатками состава являются:
- возможность изоляции высокопроницаемого пропластка, а не ограничение водопритока, т.е. вместо выравнивания профиля достигается отключение нефтесодержащего пропластка из фильтрационного процесса;
2
4
4
2
4
2
4
- при концентрации HSO, (NH)SO или NaSO, меньшей, чем требуется при определенных условиях, процесс осадкообразования замедляется и соответственно снижается эффективность воздействия на пласт;
2
4
2
4
- с другой стороны, более высокие значения концентрации NaSO могут привести к интенсивному осадкообразованию гипса в ПЗП, что крайне нежелательно, а при использовании HSO к интенсивному разрушению ПЗП.
Задачи, на решение которых направлено изобретение:
- повышение эффективности действия состава путем замены неорганического сульфата на слабую уксусную кислоту, которая не вступает во взаимодействие с породой пласта и не приводит к образованию осадка гипса, что, в свою очередь, не оказывает негативных последствий (интенсивного разрушения ПЗП, закупорки пор пласта);
- увеличение добычи нефти путем ограничения водопритока к эксплуатационным скважинам и снижения проницаемости обводненных продуктивных пластов вследствие гелеобразования состава с образованием прочного водоизолирующего экрана.
Поставленные задачи решаются тем, что в известном тампонажном растворе, включающем силикат натрия, серную кислоту и воду, заменили серную кислоту на более слабую уксусную и ввели многоатомный спирт для расширения диапазона рабочих температур.
Новый состав имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:
50% водный раствор силиката натрия - 7,6-9,4
кислота - 1,0-1,4
многоатомный спирт - 0,1-18,9
вода - остальное
2
4
2
3
6
2
3
5
3
4
6
4
5
7
5
В качестве многоатомного спирта могут использоваться: этиленгликоль СН(ОН), пропиленгликоль СН(ОН), глицерин СН(ОН), эритрит СН(ОН), ксилит СН(ОН).
Сущность изобретения состоит в:
- регулировании скорости гелеобразования путем изменения концентрации уксусной кислоты;
- регулировании стабильности тампонажного раствора;
- улучшении технологичности приготовления;
- снижении стоимости раствора.
При взаимодействии силиката натрия с кислым агентом (уксусная кислота) образуется кремниевая кислота в виде золя, переходящего со временем в гелеобразное состояние. Если золь представляет собой водный высокодисперсный легкотекучий раствор, то гелеобразное состояние системы характеризуется образованием прочной пространственной сетки из частиц дисперсной фазы, в которой находится дисперсионная среда, и полным отсутствием текучести, что снижает подвижность воды в зоне распространения состава. Таким образом, объем пласта, охваченный воздействием, препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение водопритока к добывающим скважинам.
3
5
3
Композиции готовили следующим образом. Растворы исходных компонентов (жидкого натриевого стекла марки А (ГОСТ 13078) концентрации 50% (силикатный модуль 2,9), уксусной кислоты (ГОСТ 19814) и многоатомного спирта (глицерин СН(ОН))) заданных концентраций смешивали в определенной последовательности. В раствор силиката натрия (жидкое натриевое стекло) вводят уксусную кислоту и тщательно размешивают. Затем при непрерывном перемешивании небольшими порциями вводят многоатомный спирт и продолжают перемешивание в течение 5-10 минут. В промысловых условиях перед закачкой в скважину состав готовят в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного агрегата. Объем состава, закачиваемого в скважину, выбирают в зависимости от радиуса создаваемого в пласте водоизолирующего барьера. Состав характеризуется повышенной работоспособностью в диапазоне температур от -10 до 90°С.
Готовые совмещенные композиции подвергались термической обработке при 65±5°С, при которой проводилось измерение ТГО - время, по истечению которого раствор теряет текучесть. Прочность полученных гелей измерялась через 24 часа после их образования.
2
Оценку прочностных свойств проводили по методу пенетрации: проникновения металлического стержня с известной площадью поперечного сечения в исследуемый продукт под измеряемой нагрузкой (кН/м). Схема установки для определения прочности геля приведена на чертеже.
Полученные результаты были обработаны методами математической статистики. Составы исследуемых композиций и их свойства приведены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
Составы разработанных тампонажных растворов
Компоненты, мас.%
Заявляемый состав
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Силикат натрия
4,67
4,63
4,59
4,65
3,75
3,8
3,9
4
4,2
4,3
4,2
4,15
Уксусная кислота
1,31
1,48
1,65
-
0,8
1,0
1,1
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
Многоатомный спирт (глицерин)
-
-
-
18,9
19
18,9
15,7
14,4
10,0
8,5
8,4
8,3
Таблица 2
Свойства разработанных составов
Показатель
Прототип
Заявляемый состав
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
ТГО при 60°С, мин
10-120
150
12
8
600
200
170
155
110
80
80
20
10
Прочность геля, кН/м<sup>2</sup>
3,6-9,8
6,2
21,7
32,8
2,0
3,6
4,5
7,1
8,0
9,8
11,6
15
36,8
t замерзания, °С
-2
-2
-2
-2
-10
-10
-10
-10
-10
-10
-10
-10
-10
Испытания на морозоустойчивость исследуемых систем показали, что совмещенные растворы силикат натрия - уксусная кислота замерзают при t=-2°С, тогда как введение в двухкомпонентный состав многоатомного спирта позволяет расширить диапазон температур замерзания до -10°С. Что позволяет использовать новые системы при низких температурах окружающей среды.
Предельное значение содержания уксусной кислоты в композиции составляет 1,4% (состав №11). При увеличении содержания уксусной кислоты в композиции происходит сокращение времени гелирования совмещенной системы и увеличение прочности образующихся гелей. При уменьшении концентрации уксусной кислоты - увеличивается ТГО, но происходит понижение прочности образующихся гелей. Оптимальное содержание уксусной кислоты находится в пределах от 1,0 до 1,2%. Варьирование концентрацией структурообразующего агента регулирует изменения физико-механические свойств образующихся гелей, тем самым позволяет использовать новый состав для решения широкого спектра задач.
Таким образом, использование предлагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабодренируемых зон пласта. Применение разработанного состава увеличивает охват пласта заводнением, включаются неработающие ранее интервалы продуктивных пластов, тем самым происходит вовлечение в эксплуатацию запасов нефти слабодренируемых и застойных зон пластов.