Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины.

Одной из важнейших проблем добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является увеличение доли воды в добываемой продукции. Существует несколько причин обводнения, в том числе выработка запасов нефти на месторождении, нарушение гидродинамического режима призабойной зоны скважины из-за дефектов цементного кольца, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, наличие заколонных и межпластовых перетоков пластовой воды и т.д. Появление воды в добывающей скважине снижает рентабельность нефтедобычи, вплоть до остановки работы скважины. С целью сохранения работоспособности скважины предложено множество способов для борьбы с этим негативным процессами.

Известно использование растворов солей хрома и полиариламида для ограничения притока пластовых вод в скважину [1]. По известному способу отдельно готовят водные растворы полимера и сшивающего агента, в том числе раствор соли хрома. Недостатком известного способа является использование реагентов в виде растворов, что усложняет процесс и может представлять опасность для работающих с ними операторов. Кроме того практика показала низкую селективность технологий, основанных на применении только растворов полимеров и сшивающих агентов, что явилось причиной появления модификации известного способа путем введения в состав композиций дисперсных инертных наполнителей.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах [2] в котором ограничение водопритока в добывающей скважинах добиваются закачкой в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, дополнительно содержащего оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Известен [3] способ разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в котором в водный раствор дополнительно вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас. %:

при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м3. Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта [4], включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в котором в водный раствор дополнительно вводят оксид цинка при следующем соотношении компонентов в воде, мас. %:

при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.

Известен [5] Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, в котором раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое

микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %:.

Известен [6] Способ ограничения водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии водонабухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера, в котором в изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации, по окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера, причем в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого

Недостатком технических решений в работах [2-6] является сложность проведения работ, низкая эффективность при ограничении водопритоков в добывающих скважинах и применение в качестве сшивателя полиакриламида концентрированного водного раствора ацетата хрома (ТУ 2499-001-82330939-2008) имеющего первый класс опасности в водном растворе. Кроме того известные способы и реагенты требуют применения сложных специальных дозирующих установок, включающих в себя системы дозирования компонентов: дозирование подачи воды, дозирование жидкого сшивателя, дозирования порошка полимера. Нарушение пропорций между компонентами при работе непосредственно на скважине несет риски преждевременного образования геля в скважине и выводу ее из эксплуатации.

В качестве безопасного в использовании и простого способа увеличения добычи нефти известен реагент «Темпокрин» [7], представляющий собой полиакриламид, обработанный ионизирующим излучением и который закачивается в скважины в виде водной суспензии. Недостатком реагента и способа является его низкая эффективность при использовании для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является известный из работы [8] реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид ПАА, с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас. % от массы ПАА стабилизатора-порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов, и способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, водного раствора хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и предложенного реагента при его концентрации 0,5-2,0 мас. %.

Недостатком указанного реагента и способа является ограниченная продолжительность эффекта ограничения водопритоков из-за низкой адсорбции гелей на породе и низкой термической стабильности образующихся гелей.

Целью изобретения является увеличение продолжительности действия эффекта ограничения притока пластовых вод в скважину за счет увеличения термической стабильности и адсорбции полимерного геля в пласте, упрощение технологического процесса, снижения вредного воздействия на окружающую среду.

Поставленная цель достигается тем, что ограничение водопритоков осуществляется использованием порошковой композиции содержащей гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соли трехвалентного металла., при этом композиция характеризуется размером гранул - 0.05-2 мм, обладающих текучестью не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, а также следующим составом:

- гранулы основного сульфата хрома - 1-5% масс

- гранулы гидролизованного полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр. - остальное.

Выделенный размер гранул компонентов в интервале 0.05-2 мм определен по результатам лабораторных испытаний и позволяет оптимальным образом производить смешение порошковой композиции с водой через дозирующие отверстия и получать однородную по объему полимерно-гелевую систему.

Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах реализуется следующим образом. Из порошковой композиции и воды готовят полмерно-гелевую систему следующего состава:

- порошковая композиция по п. 1 - 0.5-5% масс.

- вода, подкисленная до pH<1.5 - остальное

далее осуществляют закачку полимерно-гелевую систему в пласт через трубное или затрубное пространство скважины, продавливают ее в пласт щелочным раствором, например раствором карбоната натрия, и/или пластовой водой, производят технологическую выдержку в статических условиях не менее 10 часов, после чего скважину запускают в работу. Во время выдержки происходит повышение pH за счет диффузии в ПГС пластовой воды и щелочного раствора, следствием чего является рост вязкости и повышение упругих свойств гелей в поровом объеме обводненной части пласта.

Упрощение способа и снижение вредного воздействия на окружающую среду достигается использованием композиции порошкообразных компонентов. В исходном состоянии компоненты композиции находится в твердой фазе и не представляют собой значительной опасности для окружающей среды. После смешения с водой в нейтральной среде трехвалентный хром связывается полимером или переходит малорастворимый оксид хрома, который в среде флокулянта - растворимой частью полиакриламида, связывается в неподвижные глобулы.

Важным показателем способа является большая продолжительность эффекта ограничения выноса воды в скважину, которая напрямую зависит от стабильности полимерно-гелевой системы к действию температуры в пластовых условиях. Испытания в реальных условиях и в лаборатории при температуре до 95°C показало стабильность водоизолирующей системы в течении длительного времени в лабораторных и промысловых условиях.

Сущность изобретения состоит в том, что обработанный ионизирующим излучением гидролизованный порошкообразный полиакриламид в кислой среде образует дисперсные гели, имеющие пониженную набухаемость за счет подавления диссоциации карбоксильных групп добавкой сильной кислоты. Низкая набухаемость гелей в кислой среде дает возможность повысить текучесть системы и за счет этого провести более глубокую обработку пласта. Присутствующий в композиции основной сульфат хрома при контакте с водой переходит в раствор с образованием иона Cr⁺³. Этот ион может проявить сшивающие свойства в отношении макромолекул полиакриламида, но в кислой среде сшивание идет медленно и только для растворенных в воде макромолекул. Звенья макромолекул, которые находятся внутри гелевых частиц (сшитых ионизирующим излучением) практически не реагируют с ионом хрома, но макромолекулы, находящиеся на поверхности гелевой частицы могут в этом участвовать. Ион хрома дополнительно образует связь между поверхностными макромолекулами и молекулами полимера в растворе, что приводит к увеличению объема гелевых частиц и повышению их термической стабильности. Одновременно реакция сшивания между звеньями макромолекул на поверхности гелей и поверхностью породы приводит к усилению адсорбции гелевых частиц на породе, что создает устойчивое остаточное сопротивление в породе при фильтрации пластовой воды к скважине. В дальнейшем остаточное сопротивление создаваемое гелевыми частицами возрастает за счет роста величины pH воды контактирующей с гелем. Это происходит после контакта гелей с пластовой водой, имеющей pH близкий к 7 или после принудительного повышения pH путем продавки кислого геля в пласт раствором щелочи. Повышение pH приводит к восстановлению состояния ионизации карбоксильных групп гидролизованного полиакриламида, росту полиэлектролитного набухания гелей, и, как следствие, к ограничению движения пластовой воды к добывающей скважине.

Пример 1.

Предлагаемая композиция и способ ограничения выноса воды в добывающей скважине протестирован в настоящем примере в лабораторных условиях.

Для изучения свойств порошкообразной композиции для ограничения выноса воды в скважину в лабораторном контейнере смешали 98 г порошка гидролизованного на 30% полиакриламида с размером гранул 0.1-2 мм и 2 г основного сульфата трехвалентного хрома с размером гранул 0.05-0.2 мм. Размер гранул компонентов определяли методом микроскопии. Далее обработали композицию ионизирующим излучением дозой 6 кГр. Образец композиции был испытан далее в безводном состоянии на текучесть порошка.

В качестве метода измерения текучести пороков использован аналог метода определения текучести металлических порошков на воронке Холла (ГОСТ 20899-98). В настоящем испытании вместо воронки Холла использована близкая к ней по геометрическим размерам воронка вискозиметра В3-246 (ГОСТ 9070-75) с использованием возможности истечения порошков через свободное отверстие вискозиметра диаметром 10 мм. При измерении текучести порошков определяли время истечения 100 мл порошка из вискозиметра В3-246 и сравнивали его с временем истечения, окатанного кварцевого песка фракции 0.1-0.25 мм (по ГОСТ 22551-77). Текучесть определяли как отношению времени истечения стандартного кварцевого песка к времени истечения того же объема испытуемой порошкообразной композиции, выраженное в %.

Результат испытания - текучесть композиции - 66% от текучести кварцевого песка.

Следующим этапом явилось приготовление полимерно-гелевой системы (ПГС) Образец приготовлен следующим образом. Взяли 97 грамм воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 17 г литр, добавили к ней 1 г концентрированной соляной кислоты и, при перемешивании, через воронку с отверстием 6 мм постепенно досыпали, 2 грамма порошкообразной композиции. Индикаторной бумагой определили величину pH на уровне 1. После перемешивания в течении 2-часов образцы выдержали в течении 48 часов без перемешивания и определили вязкость ПГС по описанной ниже методике.

Вязкость ПГС определяли на капиллярном вискозиметре с диаметром капилляра 5 мм и длиной 100 мм.

В результате измерения установлено, что вязкость данной ПГС составляет 1.5 сП. Далее к ПГС был добавлено эквивалентное количество щелочи в виде 10%-го водного раствора карбоната натрия и pH системы был увеличен до величины 7 ед., и для этой ПГС также была измерена вязкость, которая оказалась на уровне 13 сП. Далее эту систему поместили в термостат при температуре 95°C и выдержали ее в течении 48 часов. Величина вязкости ПГС после термической обработки составила 3.7 сП. В результате опыта установлено, что при низких значениях pH ПГС получаемая на основе предлагаемой порошковой композиции имеет низкую вязкость, которая возрастает при повышении pH. Термическая обработка такой системы при 95°C снижает вязкость, но она не достигает при этом вязкости воды, то есть не происходит полного ее разрушения. Для сравнения исследованы свойства ПГС на основе прототипа, содержащего полиакриламид и 4% алюмокалиевых квасцов. После термической обработки вязкость прототипа сравнялась с вязкостью воды, то есть образец разрушился.

Аналогичным образом были испытаны свойства порошкобразных композиций с другим содержанием компонентов. Результаты испытаний приведены в таблице 1. Результаты показывают соответствие требований к текучести порошковой композиции заявляемым требованиям - не менее 20% от текучести стандартного кварцевого песка. Также показывают более низкое значение вязкости ПГС при pH<1.5 и высокое значение вязкости, вплоть до потери подвижности - при pH>5. Если сравнивать с прототипом, то ПГС, приготовленная на основе прототипа (полиакриламид и алюмокалиевые квасцы), не выдерживает термической обработки при в 95° с и его вязкость снижается до вязкости воды.

Следует отметить, что основной рост вязкости ПГС с ростом pH происходит в интервале pH=1.5-5.0, а дальнейшее увеличение pH мало влияет на вязкость, поэтому в таблице 1 указаны односторонние интервалы значения pH. Вследствие того, что pH пластовых вод обычно выше величины 5 ед., то при контакте с пластовыми водами вязкость будет возрастать вплоть до потери подвижности ПГС, что в реальных условиях приведет к ограничению выноса пластовых в скважину.

Примечание: знак «∞» - означает вязкость более 1000 сП или потерю подвижности.

Пример 2.

Реагент и способ использования реагента испытан на скважине месторождения нефти, разрабатываемого с применением технологии заводнения пласта. В качестве объекта испытаний подобрана скважина имеющую дебит по жидкости 680 м3 в сутки при содержании воды в продукции - 98% и дебиту по нефти - 13 т сутки. Для ограничения притока воды в скважину решено прменить предлагаемый способ способ ограничения притока воды в скважину. С этой целью на добывающую скважину завезен состав в виде порошка содержащий 4% основного сульфата хрома и 96% гидролизованного полиакриламида обработанного ионизирующим излучением дозой 5 кГр. в количестве 900 кг., раствор соляной кислоты в количестве 0.5 м3, 300 кг кальцинированной соды и 40 м3 подтоварной воды. После обвязки скважины с технологическим оборудованием произведено приготовление подкисленной до pH 1 подтоварной воды. Далее производили смешение реагента с подкисленной водой до концентрации реагента 2%. попеременно в двух емкостях с механической мешалкой. Контроль вязкости полимерно-гелевой системы показал величину 2.1 сП. После смешения готовую полимерно-гелевую систему закачивали скважину насосом высокого давления. После закачки всего завезенного реагента, в тех же емкостях приготовили 3%-ый раствор соды в воде и продавили его в пласт водой. После технологической выдержки в течении 24 часов скважину пустили в эксплуатацию при следующих параметрах. Дебит жидкости снизился до 450 м3 при сохранении дебита нефти, нефти.

Источники информации

1. Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применение метода полимерного воздействия на пласт. РД-39-0148311-206-85. Гипровостокнефть, Миннефтепром СССР, 1985 г. 209 с.

2. пат РФ №2382185, мпк: Е21В 43/22 ОТ 04.03.2009 ПУБЛ. 20.02.2010 Бюл. №5

3. пат РФ №2424426, мпк: Е21В 43/22 от 19.04.2004, публ. 20.04.2010, бюл. №20.

4. пат РФ 2431741, мпк: Е21В 43/22 от 20.04.2010 публ. 20.10.2011, бюл. №29.

5. пат РФ 2541973, мпк: Е21В 43/22 от 18.03.2014, публ. 20.02.2015, бюл. №5

6. пат РФ 2611794, мпк: Е21В 33/138 от 29.01.2016, публ. 01.03.2017, бюл. №7

7. авт. свид. СССР Е21В 43/22 №1669404 от 3.04.1989 г.. «ДОБАВКА К ЗАКАЧИВАЕМОЙ В ПЛАСТ ВОДЕ "ТЕМПОСКРИН" И СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ДОБАВКИ»

8. Пат. РФ 2 562 642 мпк: С09К 8/575, Е21В 43/22 от 16.05.2014, публ. 10.09.2015 Бюл. №25