Результат интеллектуальной деятельности: ПОЛИМЕРНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ВНУТРИПЛАСТОВОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Известны осадко- и гелеобразующие составы для селективной изоляции пластовых вод на основе водных растворов полимеров ряда акрилонитрила (Патент РФ №2058479, опубл. 20.04.1996 г.), в которых в качестве осадкообразователя (сшивателя) используются поливалентные ионы металлов (кальция, магния). В качестве источника ионов кальция в известных составах применяют высокоминерализованную пластовую воду или концентрированный водный раствор хлористого кальция.

Недостатком указанных полимерных составов является их невысокая проникающая способность и низкая эффективность при повышенной температуре продуктивного пласта, что связано со снижением объема гелеобразного осадка под воздействием температуры. Кроме того, недостатком известных составов является обратный вынос образующегося осадка с продукцией скважин, что связано со слабым химико-физическим взаимодействием осадка с породой продуктивных пластов.

Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, включающий водорастворимый полимер, соли поливалентных металлов, хлорид аммония и воду (Патент РФ №2169256, опубл. 20.06.2001 г.). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве соли поливалентных металлов используют ацетат хрома. Состав используется в способе разработки обводненной нефтяной залежи, обеспечивающем регулирование разработки нефтяных месторождений, изоляцию водопритока в скважину, создание изолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами. Водный раствор полиакриламида вступает в реакцию с водным раствором ацетата хрома, содержащего стабилизатор - хлорид аммония, в результате которой образуется сплошной гель с трехмерной сшитой структурой, что позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Прочность геля увеличивается в результате снижения термической деструкции полимера и образования геля во всем объеме. Недостатком известного состава является низкая эффективность при использовании для изоляции водопритока в скважину, при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин, так как происходит обратный вынос образующегося геля с продукцией скважины, что связано с недостаточно высокими прочностными и адгезионными свойствами взаимодействия состава с породой продуктивных пластов.

Известны гелеобразующие составы на основе силикатов щелочных металлов (Патент РФ №2065442, опубл. 20.08.1996 г.), солей алюминия (Патент РФ №206185, опубл. 01.01.1967 г., и Патент РФ №206674, опубл. 01.01.1968 г.), алюмосиликатов (Патент РФ №2089723, опубл. 10.09.1997 г.). Недостатками известных составов является их низкая эффективность из-за сложности регулирования скорости гелеобразования, низкой структурной устойчивости, а также высокая стоимость гелеобразующих компонентов, что существенно ограничивает область применения составов.

Известен осадко- и гелеобразующий состав для изоляции водопритока и выравнивания профиля приемистости пласта (Патент РФ №2064571, кл. E21B 33/138, опубл. 27.07.1996 г.), принятый за прототип, содержащий акриловый полимер (гивпан), силикат натрия (жидкое стекло), хлористый кальций и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: гивпан - 1,0-5,0; силикат натрия - 0,33-3,0; хлористый кальций - 2,0-5,0; вода - остальное. Однако недостатками указанного состава являются его низкая водоизолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах, низкая адгезия образующегося осадка к породам пласта. Это объясняется тем, что акриловый полимер (гивпан) мгновенно коагулирует в высокоминерализованной воде, образуя осадки, и при проведении изоляционных работ состав, в первую очередь, проникает по высокопроницаемым каналам пласта, оставляя неизолированными мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением. Образующиеся осадки закупоривают сужение каналов при нагнетании состава в пласт, но при выравнивании давлений осадки под действием гравитационных сил способны опускаться в более широкую часть каналов, снижая изоляционный эффект.

Техническим результатом изобретения является повышение проникающей и изолирующей способности водоизолирующего полимерного состава в условиях неоднородных по проницаемости водо- и нефтегазонасыщенных пород-коллекторов.

Технический результат достигается тем, что полимерный состав, включающий гидролизованный в щелочи акрилсодержащий полимер (например, известный под торговым названием гивпан) и хлористый натрий, дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1, представляющий собой смесь продукта реакции ненасыщенных жирных кислот с аминами и их производными с растворителями и функциональными добавками, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Хлористый натрий добавляется для улучшения низкотемпературных свойств полимерного состава, в случае его использования в пластах с низкой пластовой температурой, и как регулятор плотности.

В качестве водно-щелочного раствора используется водный раствор едкого натрия (концентрацией 3-12% масс.).

В качестве полиакрилонитрильного сырья на примере гивпана (Патент РФ №2169754, кл. C09K 7/02, опубл. 27.06.2001 г.) при получении гидролизованного в щелочи акрилсодержащего полимера могут быть использованы:

1. Сополимер акрилонитрила с метакрилатом.

2. Отходы полиакрилонитрильных волокон ("жгуты").

3. ПАН-нити и их отходы.

Эффективность заявляемого полимерного состава оценивалась в лабораторных условиях путем оценки и сопоставления фильтрационных и водоизолирующих свойств заявляемого состава и состава по прототипу. Полимерные составы оценивались на основании результатов лабораторных фильтрационных экспериментов по их влиянию на изменение проницаемости водонасыщенных (обводненный интервал продуктивного пласта) образцов естественных горных пород (кернов). Исследования проводились с использованием установки оценки степени повреждения пласта FDES-645 (Coretest Systems Corporation) в условиях, максимально приближенных к пластовым термобарическим условиям нефтяных месторождений Западной Сибири.

Для приготовления исследуемых полимерных составов в лабораторных условиях использовались следующие компоненты:

- гидролизованные в щелочи отходы пан волокна или тканей полиакрилонитрила - гивпан (по прототипу)

(далее - гидролизованный акрилсодержащий полимер);

- неионогенное поверхностно-активное вещество с гидрофобными свойствами - гидрофобизатор НГ-1 (ТУ 2229-002-22650721-2002);

- поваренная соль (NaCl);

- водный раствор едкого натрия (3-12% масс.).

Каждый исследуемый полимерный состав приготавливался компаундированием расчетного количества компонентов с помощью лабораторной мешалки до получения однородной массы.

Пример 1 (по прототипу).

Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:

Пример 2.

Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:

Пример 3.

Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:

Пример 4.

Полимерный состав, полученный при использовании в качестве компонентов, мас.%:

Коэффициент проницаемости керна рассчитывался на основании формулы Дарси:

,

где k - коэффициент проницаемости керна, м²;

µ - вязкость жидкости, Па·с;

L - длина керна, м;

Q - заданный расход жидкости через керн, м³/с;

S - площадь поперечного сечения образца керна, м²;

ΔР - перепад давления на концах образца керна при заданном расходе, Па.

Фильтрационные исследования проводились на основе принципа: постоянные расходы - меняющиеся перепады давления. Основным контролируемым параметром при проведении экспериментов было изменение перепада давления, на основании которого определялось изменение подвижности воды или нефти в результате прокачки водоизолирующих составов.

Направление закачки и фильтрации рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна соответствовало реальному направлению движения пластовых флюидов и закачиваемых водоизолирующих составов в добывающих скважинах. Прямая фильтрация соответствовала процессу притока флюида из пласта в скважину и в дальнейшем процессу «освоения» скважины, а обратная фильтрация моделировала процесс «изоляции» обводненного интервала призабойной зоны скважины, заключающийся в прокачке через образец керна 5-ти поровых объемов водоизолирующего состава.

Методика проведения фильтрационных исследований состояла в следующем.

1. Подготовленный образец естественного керна насыщался под вакуумом приготовленной моделью пластовой воды. После насыщения определялся поровый объем керна методом взвешивания по величине изменения массы.

2. Насыщенный образец керна помещался в кернодержатель фильтрационной установки FDES-645, где создавались давления, максимально приближенные к пластовым. Температура при этом устанавливалась в пределах 20°C.

3. Производилась фильтрация через образец керна модели пластовой воды. При этом измерялась исходная фазовая проницаемость керна по пластовой воде в режиме постоянного расхода (0,5 см³/мин) до стабилизации градиента давления при стандартной температуре и пластовом давлении. Направление фильтрации при этом - «прямое».

4. В режиме постоянного расхода (0,5 см³/мин) производилась закачка исследуемого водоизолирующего состава. Объем закачки состава, измеряемый по весам на выходе из керна, составлял 5 поровых объемов керна (или максимально возможный при высоких значениях давления закачки). Направление фильтрации при этом - «обратное».

5. После окончания процесса закачки водоизолирующего состава в образец керна температура в нем повышалась до средней пластовой (80°C) и система выдерживалась в состоянии покоя. Время выдержки системы в термобарических условиях составляло 24 часа.

6. После выдержки образца керна в состоянии покоя производился замер его конечной фазовой проницаемости по пластовой воде в режиме постоянного расхода (0,5 см³/мин) до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации при этом - «прямое».

Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем.

1. Определялись градиенты давления и подвижности пластовой воды до и после закачки водоизолирующего состава, на основе которых рассчитывались коэффициенты фазовой проницаемости по пластовой воде (или нефти) до и после закачки состава в керн.

2. Фиксировался градиент давления закачки водоизолирующего состава после прокачки через керн порового объема.

3. Выполнялся расчет фактора остаточного сопротивления образца керна после его обработки исследуемым водоизолирующим составом:

,

где R_ост - фактор остаточного сопротивления, ед;

gradP₁ - градиент давления закачки в образец керна воды до процесса «изоляции», Па/м;

gradP₂ - градиент давления закачки в образец керна воды после процесса «изоляции», Па/м.

Результаты лабораторных исследований сведены в таблицу.

Из таблицы 1 видно, что заявляемый полимерный состав (примеры 2, 3 и 4) имеет преимущества перед прототипом (пример 1) по фильтрационным и водоизолирующим свойствам:

- заявляемый состав обладает повышенной проникающей в пористую среду горной породы способностью - обеспечивает снижение градиента давления закачки в образец керна по сравнению с прототипом (до 2 раз);

- заявляемый состав обладает повышенной водоизолирующей способностью;

- обеспечивает повышение фактора остаточного сопротивления по сравнению с прототипом (в 1,05…1,12 раза).

Таким образом, заявляемый полимерный состав является весьма перспективным. Наличие в нем неионогенного поверхностно-активного вещества с гидрофобными свойствами (гидрофобизатора НГ-1) придает полимерному составу в процессе его гелеобразования в пластовой воде повышенную пластичность, обеспечивающую более глубокое проникновение в водопроводящие каналы пород-коллекторов и, как следствие, более надежное их закупоривание, а также повышенную гидрофобизирующую способность по отношению к поверхности пород-коллекторов, обеспечивающую более высокую адгезию состава к породе и, как следствие, образование в пористой среде породы более прочного водоизоляционного экрана.

Использование изобретения в нефтедобывающей промышленности позволит повысить эффективность ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабо дренируемых продуктивных зон пласта. Применение заявляемого состава может увеличивать охват пласта заводнением за счет включения неработающих ранее интервалов продуктивных пластов. Тем самым обеспечивается вовлечение в эксплуатацию запасов нефти слабо дренируемых и застойных зон продуктивных пластов.