Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВЫБОРА ПОЛИМЕРНОЙ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки неоднородных нефтяных пластов для увеличения коэффициента охвата их заводнением и соответственно увеличения нефтеотдачи.

Для увеличения коэффициента охвата пласта заводнением используется большой спектр технологий, в том числе потокоотклоняющих, суть которых заключается в селективном создании гидродинамических сопротивлений в высокопроницаемых, промытых водой слоях и увеличении доли воды, вытесняющей нефть из низкопроницаемых нефтенасышенных пропластков. Гидродинамические сопротивления могут создаваться за счет формирования в пласте различного рода структур в виде неорганических и полимерных гидрогелей, образующихся в результате закачки в неоднородный пласт реагентов в виде водных растворов или суспензий.

Известен способ обработки неоднородного нефтяного пласта, направленный на выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, при этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния на гель депрессии до безопасного уровня (патент РФ №2169258, E21B 43/22). К недостаткам данного способа следует отнести отсутствие указаний оптимального размера потокоотклоняющего экрана и необходимого объема закачиваемой композиции.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полиакриламида, сшивателя и воды, осуществляемый с учетом характеристик пласта и конкретной скважины, экспериментально определенных свойств композиции и расчетных технологических характеристик (патент РФ №2272899, E21B 43/22). Однако, сформированные из таких композиций экраны, устанавливаемые обычно в призабойной зоне, где реализуются самые высокие перепады давлений, в результате высоких нагрузок достаточно быстро разрушаются, что требует повторных обработок и связанных с этим дополнительных затрат. Недостатком технологии обработки призабойной зоны гелеобразующими составами является также необходимость закачки интенсифицирующего состава после формирования геля в пласте с целью снижения гидродинамических сопротивлений в низкопроницаемом пропластке.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности обработки неоднородных нефтяных пластов для увеличения коэффициента охвата их заводнением и соответственно увеличения нефтеотдачи при использовании гелеобразующей композиции на основе полиакриламида, сшивателя и воды.

Технический результат, достигаемый при осуществлении данного изобретения, заключается в повышении качества обработки в удаленной от забоя скважины зоне пласта при одновременном повышении срока сохранения качества установленного экрана за счет уменьшения влияния депрессии на гелеобразующую композицию до безопасного уровня.

Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата в способе выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полимера акриламида, сшивателя и воды, включающем определение параметров пласта для конкретной скважины, экспериментальное определение характеристик указанной композиции, в том числе, времени гелеобразования и статического напряжения сдвига, расчет начального градиента давления, минимального радиуса гелевого экрана и минимального объема закачиваемой композиции, согласно предложенному техническому решению задают расстояние в удаленной от забоя нагнетательной скважины зоне, где должен быть сформирован гелевый экран, осуществляют определение для этого расстояния значения температуры по предварительно построенному графику зависимости распределения по расстоянию в пласте значений температуры, рассчитанных с учетом температуры закаченной воды, скорости и времени ее закачки, температуры, пористости и теплопроводности пласта, и значения давления - по предварительно построенному графику зависимости распределения по расстоянию в пласте значений давления, определенных по расчетной формуле, а выбор композиции производят из условий: время гелеобразования при определенной для данной зоны температуре не меньше времени закачки композиции в эту зону пласта, а начальный градиент давления выше депрессии, которую будет испытывать гель в этой зоне пласта.

Задача решается выполнением следующей совокупности операций:

1. Задается расстояние R_K (радиус удаления) в удаленной от забоя нагнетательной скважины зоне пласта, где планируется формирование гелевого экрана. Как правило, это расстояние задается с учетом сохранения прежней приемистости нагнетательной скважины после обработки.

2. Рассчитывается распределение температуры в пласте до указанного расстояния с учетом температуры закачиваемой воды и времени ее закачки.

3. Подбирается композиция, время гелеобразования которой при установленной в заданной зоне пласта температуре больше или равно времени закачки ее в эту зону пласта. Определяется градиент давления, который может выдержать композиция без разрушения.

4. Рассчитывается величина депрессии, которую будет испытывать гель в условиях пласта на заданном расстоянии от нагнетательной скважины.

5. Рассчитывается объем композиции, обеспечивающий протяженность экрана, который выдерживает градиент давления в пласте на заданном расстоянии.

При расчете оптимальных составов и объемов гелеобразующих композиций необходимо знание реальных температур в зоне установки гелевого экрана.

В процессе заводнения водой с температурой, меньшей температуры пласта, пласт охлаждается. Определяющими факторами, влияющими на степень охлаждения пласта, является разность между пластовой температурой и температурой воды, поступающей на забой скважины, и приемистость скважины.

Распределение температур в зоне нагнетательной скважины можно посчитать с помощью математической модели расчета поля температур нефтяного пласта «Поле температур», основанной на решении уравнения теплопроводности Фурье в частных производных численными методами (Свидетельство №2001610296 о государственной регистрации программы для ЭВМ от 19.03.2001).

Оптимальный состав композиции определяют экспериментально с учетом времени гелеобразования композиции при температуре в заданной зоне пласта. При этом реагенты подбирают таким образом, чтобы время начала гелеобразования при температуре пласта было не меньше времени доставки оторочки композиции в заданную зону пласта. Время гелеобразования при заданной температуре, зависящее от свойств исходных компонентов и их концентрации в композиции, определяют с помощью реометров по известным методикам. Время доставки композиции в заданную зону пласта зависит от приемистости скважины.

Для выбранной композиции определяют прочностные характеристики.

После формирования и упрочнения структуры в пласте композиция должна обладать требуемой механической прочностью или статическим напряжением сдвига (СНС), и выдерживать те градиенты давления (Па/м), которые воздействуют на нее в пласте. Градиент давления, который полимерный гель выдерживает без разрушения, пропорционален СНС и обратно пропорционален характерному размеру проводящих каналов. В случае пористой среды характерным размером является величина , где K - проницаемость, a m - пористость. Для круглых каналов - это диаметр, а для трещин - ширина раскрытия трещин.

СНС (τ) определяют методом ротационной вискозиметрии в режиме постоянного напряжения сдвига с помощью специальных реометров.

Выбирают ту композицию, для которой начальный градиент давления выше депрессии, которую будет испытывать гель в условиях пласта на заданном расстоянии.

Причем начальный градиент давления рассчитывают из следующих соотношений:

ΔP/l=τ(m/2k)^0.5 - для порового коллектора;

ΔP/l=τ/1,02b - для трещиноватого коллектора,

где:

ΔР/l - начальный градиент давления, Па/м

τ - статическое напряжение сдвига, Па

m - пористость

k - проницаемость, м²

b - ширина раскрытия трещин, м.

Распределение градиентов давления по пласту рассчитывается для конкретной скважины по уравнению Дюпюи (частное решение закона Дарси):

или в общем виде ΔP/l=Q·µ/k·2π·h·R_k, где

Q - приток жидкости, м³/с

k - проницаемость, м²

h - мощность пласта, м

R_k - радиус удаления, м

R_с - радиус скважины, м

Δp - разность пластового и забойного давлений, Па

µ - вязкость, Па·с.

В соответствии с уравнением Дюпюи при плоскорадиальном режиме течения градиент давления как функция радиуса изменяется по логарифмическому закону. Распределение градиентов давлений зависит от радиуса удаления от нагнетательной скважины, а максимальные градиенты давления реализуются в прискважинной зоне. Это означает, что протяженность гелевого экрана в удаленной зоне пласта может быть меньше, чем в прискважинной зоне.

В экспериментах установлено, что полимерные гели выдерживают градиент давления в поровом коллекторе 20-100 атм/м (~20·10⁵-100·10⁵ Па/м). При наличие трещин этот показатель уменьшается в 2-3 раза.

При расчете объемов закачиваемой композиции необходимо учитывать, что он должен быть такой, чтобы гелевый экран в зоне обработки выдерживал действующий на него перепад давления. На основании полученных лабораторных данных и параметров пласта рассчитывают минимальный радиус гелевого экрана из соотношения:

R_э≥[P_пл-P_заб]/(ΔP/l),

где:

R_э - минимальный радиус гелевого экрана, м;

P_пл - пластовое давление, Па;

P_заб - забойное давление, Па;

ΔP/l - начальный градиент давления, Па/м.

Далее рассчитывают минимальный объем композиции, необходимый для формирования гелевого экрана, по формуле:

, где:

V_ком - минимальный объем закачиваемой композиции, м³;

R_э - минимальный радиус гелевого экрана, м;

R_с - радиус скважины, м;

h - толщина пласта, м;

m - пористость пласта.

Пример 1.

1. Допустим расстояние R_к для установки гелевого экрана составляет 50 м, что позволит полностью сохранить приемистость нагнетательной скважины после обработки.

2. Рассчитывается распределение температур в пласте до указанного расстояния с учетом температуры закачиваемой воды и времени ее закачки.

Пусть:

Температура закачиваемой воды = 25°C

Температура в пласте = 91°C

Скорость закачки воды = 52 м³/сут

Время закачки = 5 лет

Пористость пласта = 0,2 ед.

Теплопроводность пласта = 2,0 Вт/м K

Теплоемкость в водном слое = 0,5 Втч/кг K

Зависимость температуры в пласте от расстояния от скважины и времени закачки воды приведена на фиг. 1. Как видно из приведенного графика, несмотря на высокую начальную пластовую температуру (91°C), в зоне установки гелевого экрана (R_к=50 м), пласт охлаждается до 30-35°C.

3. Подбирается композиция «полимер + сшиватель», время гелеобразования которой при данной температуре больше или равно времени закачки ее в определенную зону пласта (50 м). Композиция подбирается на основании экспериментальных данных. Для этого готовятся образцы растворов, входящих в композицию с различными концентрациями полимера и сшивателя. Проводится тестирование данных композиций на определение времени гелеобразования при температуре 35°C. Время гелеобразования определяется с помощью прибора «Релаксометр».

В композиции «полимер + сшиватель» используют гидролизованные полимеры, например, полиакриломид, а в качестве сшивателя могут быть использованы соли трехвалентных металлов органических кислот, например, ацетат хрома, пропинат хрома и другие. Пусть время гелеобразования выбранной композиции при температуре 35°C составляет 24 часа. В результате фильтрационных исследований, проведенных в лабораторных условиях на модели пласта устанавливается значение начального градиента давления, которое выдерживает данная композиция в поровом коллекторе и трещине. Для этого отобранная композиция тестируется в поровом коллекторе (трещине) на насыпной модели пласта (модели трещины) с проницаемомостью, близкой к пластовой. Модель пласта готовится из кварцевого песка с добавлением определенного количества молотого кварца с целью подбора необходимой проницаемости (модель трещины изготавливается в виде капилляра из нержавеющей трубки с диаметром, моделирующим раскрытость трещины). Песчаная модель пласта помещается в кернодержатель и насыщается водой. Затем в модельный керн закачивается выбранная композиция в количестве, необходимом для заполнения всего объема пор. Кернодержатель с композицией помещается в термошкаф с температурой 35°C на 24 часа (время гелеобразования композиции). После чего через керн прокачивается вода при расходе, реализуемом в зоне установки гелевого экрана, с замером давления закачки. Начальным градиентом давления ΔP/l для полимерной композиции является давление, при котором начинается фильтрация воды через гель. Для данного примера установлено, что начальный градиент давления для выбранной композиции в поровом коллекторе равен 20 атм/м (~20·10⁵ Па/м) и 5 атм/м (~5·10⁵ Па/м) в трещине.

4. Рассчитывается градиент давления в пласте на расстояния R_к от нагнетательной скважины. Распределение градиентов давления по пласту при увеличении расстояния от нагнетательной скважины представлено на фиг. 2 для исходных данных:

k=4·10^-12 м²

h=2,0 м

R_k=50 м

R_c=0,1 м

Δp=P_пл-P_заб=50 атм (~50·10⁵ Па)

µ=2·10⁶ Па·с

Q=10 м³/с

Расчеты показывают, что при удалении от нагнетательной скважин на 50 м градиент давления уменьшается с 23 атм/м (~23·10⁵ Па/м) до 0,06 атм/м (~6·10³ Па/м).

Выбранная в результате экспериментальных исследований композиция удовлетворяет по прочности с большим запасом.

5. Рассчитывается минимальный объем композиции.

а) минимальный радиус экрана для призабойной зоны составит:

R_э≥[Р_пл-Р_заб]/(ΔP/l)

- для порового коллектора R_э=50/20=2,5 м;

- для трещины R_э=50/5=10 м;

б) минимальный объем композиции:

- для порового коллектора:

V_ком=3,14·(2,5+0,1)²·2·0,2-3,14·2·0,2·0,1²=8,49-0,01256=8,5 м³

- для трещины:

V_ком=3,14·(10+0,1)²·2·0,2-3,14·2·0,2·0,1²=128,1-0,01256=128 м³

Таким образом, для выбранной композиции с указанной прочностью и при перепаде давлений между пластовым и забойным, равным 50 атм (~50·10⁵ Па), закачиваемый объем должен составить для порового коллектора 8,5 м³ и 128 м³ для трещины. С учетом адсорбционных явлений и диффузионных процессов в пласте закачиваемый объем композиции увеличивают в 5-10 раз (в зависимости от расстояний, на которые проталкивается композиция).

Способ прошел опытно-промышленные испытания, результаты которых показали положительный эффект, выразившийся в снижении обводненности продукции добывающих скважин окружения.

Для реализации опытно-промышленных работ по установке гелевого экрана в удаленной зоне был выделен промышленный участок, состоящий из одной нагнетательной скважины №15243 и семи скважин окружения Приобского месторождения. Наглядно участок представлен на фиг.3.

Анализ основных геолого-физических характеристик коллектора позволяет сделать следующие выводы:

1) Пласт преимущественно представлен песчаником с глинистыми включениями.

Средние значения характеристик пласта:

- пористость (m) 0,136

- проницаемость (k) 5,9 м²

- мощность пласта (h) 18 м

2) Отмечается высокая расчлененность разреза (Кр=5), что косвенно обосновывает лавинообразное обводнения продукции.

3) Помимо высокой послойной неоднородности, можно отметить ярко выраженную, проницаемостную неоднородность (коэф. вар. = 1,23).

4) Коллектор достаточно сильно заглинизирован (Кглин. = 10,35%).

На момент обработки скв. №15243 обводненность продукции окружения составляет 73,8%. Обводнение продукции происходило лавинообразно:

- с мая по сентябрь 2007 года (с 10% до 30%)

- с января по апрель 2008 года (с 23% по 44%)

- с декабря 2009 года по июнь 2010 года (с 52% до 70%).

Обводнение продукции связано с высокой расчлененностью и наличием сети техногенных трещин.

Для снижения количества попутно-добываемой воды и увеличения конечной нефтеотдачи, была рекомендована технология по выравниванию профиля приемистости, путем установки гелевого экрана в удаленной зоне.

Закачка сшивающейся полимерной системы (СПС) в пласт была начата 08.09.2011 г. при начальном устьевом давлении Р_нач=116 атм ((~116·10⁵ Па) и приемистости скважины 256 м³/сут. В пласт было закачено 987 м³ потокоотклоняющей композиции с концентрацией полимера С_паа=0,5% и концентрацией сшивателя С_ах=0,05%. Время гелеобразования этой композиции было определено экспериментально в условиях лаборатории и составило 16 полных суток.

Закачка указанного выше объема осуществлялась в течение шести полных суток и была прекращена 14.09.2011 г. Композиция была успешно закачана в полном объеме.

После закачки полимерной системы в пласт была осуществлена продавка композиции водой. Объем закачиваемой воды V_воды, необходимый для проталкивания гелеобразующей композиции на заданное от забоя скважины расстояние, определяется из соотношения , м³ где R_к - заданное расстояние, на котором устанавливается экран, м; R_с - радиус скважины, м; h - толщина пласта, м; m - пористость пласта. Для продавки раствора полимерной композиции в глубь пласта было закачено 1000 м³ воды. Закачка воды производилась в течение 10 суток. При этом композиция была продвинута на расстояние 17-20 м от нагнетательной скважины. После продавки скважина была остановлена на 24 часа для процесса гелеобразования и укрепления гелевого экрана.

После пуска скважины была замерена приемистость, которая снизилась незначительно и составила 245 м³/сут. Следует заметить, что при установке гелевого экрана в призабойной зоне приемистость изменяется сильно, а при установке экрана в удаленной зоне практически не меняется. Сохранение приемистости является положительным фактором предлагаемого способа, т.к. при его осуществлении не требуется закачка интенсифицирующего состава.

Анализ основных технологических параметров работы скважин окружения показал, что в течение месяца эксплуатации по добывающим скважинам наблюдалось снижение попутно добываемой воды на 1,2%, что указывает на проявление технологического эффекта при установке в удаленной зоне пласта экрана, сформированного из выбранной предложенным способом полимерной гелеобразующей композиции.

Расчет прогнозных показателей разработки и планируемой дополнительной добычи показывает, что за месяц эксплуатации произойдет снижение попутно добываемой воды на 0,5%, т.е. по факту наблюдается более интенсивное снижение попутно добываемой воды, чем при расчете, и как следствие увеличение добычи нефти.