СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОГО ПЕРЕМЕЩЕНИЯ НЕВЫЗРЕВШЕГО ТЕКУЧЕГО ГЕЛЯ СШИТОГО ПОЛИМЕРА В УЧАСТКЕ БЛИЗЛЕЖАЩЕЙ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ, ИМЕЮЩЕМ ЛЕЖАЩИЙ ВНИЗУ ВОДОНОСНЫЙ СЛОЙ С ЖИДКОСТНЫМ СООБЩЕНИЕМ С ЭТИМ УЧАСТКОМ Российский патент 1996 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к процессу выделения углеводородов из подземных формаций и особенно к процессу выделения углеводородов с использованием материалов, снижающих проводимость.

Жидкостное сообщение в близлежащей буровой скважине между углеводородсодержащим участком или участком для нагнетания вытесняющей жидкости и находящимся под ним водоносным слоем может уменьшить выделение углеводорода из прилегающего углеводородсодержащего отложения. Жидкостное сообщение может осуществляться через проходимые массивы, отделяющие участок от водоносного слоя, или через одну или более вертикальных трещин, или сеть трещин, соединяющих этот участок и водоносный слой.

При добыче углеводородов из отложения через добывающий участок близлежащей буровой скважины в буровую скважину, проходящую через отложения, вода из находящихся внизу водоносных пластов имеет тенденцию мигрировать вверх в производительный участок, если существует сообщение жидкостей между этим участком и водоносным пластом. Перемещение воды в производственный участок носит название "водовыброс" /water coning/.

Существует два отрицательных следствия, обусловленных водовыбросом. Первое состоит в том, что находящаяся в производственном участке вода может блокировать или значительно уменьшать поток углеводородов в буровую скважину из отдельных отложений.

Второе следствие состоит в том, что подача воды может конкурировать с добычей углеводородов и уменьшать ее. В результате при наличии водовыброса соотношение вода/добыча углеводородов из скважины может стать неприемлемо высоким.

Водовыброс очень трудно предотвратить, если сообщение между участком и водоносным слоем осуществляется через вертикальные трещины массива. Традиционный способ предотвращения водовыброса заключается в цементировании буровой скважины над нижней частью производительного участка. К сожалению, цементирование скважины только незначительно уменьшает водовыброс и последующее ее выделение. В случае незацементированных верхних частей производительного участка водовыброс возобновляется через короткое время, что снижает эффективность такой обработки.

Другой способ уменьшения водовыброса состоит во введении гелей в трещины или в массив, которые создают жидкостное сообщение с производительным участком. Гелевая обработка может блокировать перемещение воды из водоносных слоев в производительный слой, но такая обработка также вызывает неприемлемые повреждения производственного участка из-за наличия в нем геля. Даже попытки селективного распределения геля, например, такая, как механическая изоляция зон, не является полностью удовлетворительными, т.к. гель имеет тенденцию перемещаться в производственный участок. Так как трудно распределить гель с использованием данной технологии, чтобы получить эффективное подавление водовыброса без существенного повреждения производительного участка, известные способы гелевой обработки имеют ограниченное практическое применение для предупреждения водовыброса.

Проблема, обратная водовыбросу, возникает в тех, случаях, когда существует жидкостное сообщение между лежащим внизу водоносным слоем и участком для введения вытесняющей жидкости. Замещающие углеводород жидкости обычно вводятся в угловодородсодержащие отложения через нагнетательный участок нагнетательной буровой скважины для того, чтобы вытеснить углеводороды в примыкающую добывающую буровую скважину. Когда сообщение жидкости существует между нагнетательным участком и находящимся внизу водоносным слоем, особенно в близлежащей буровой скважине, вытесняющая жидкость рассеивается из верхних углеводородсодержащих зон отложения в находящийся внизу водоносный слой.

По тем же причинам, по которым гели не подходят для предупреждения водовыброса производственный участок, гели не подходят и для предупреждения потерь вытесняющей жидкости из нагнетательного участка. Когда гели используются для закупорки жидкостных путей между участком и водоносным слоем, соответствующую закупорку нагнетательного участка фактически нельзя исключить, даже если зона изолирована. Как следствие, гелевая обработка неприемлемо уменьшает нагнетательную способность в нагнетательной буровой скважине и уменьшает добычу углеводородов в примыкающей добывающей буровой скважине.

Необходим процесс обработки для селективного перемещения снижающего проходимость материала в нижнюю часть участка близлежащей добывающей или нагнетательной буровой скважины с жидкостным сообщением с лежащим внизу водоносным слоем через проходимый массив или вертикальные трещины. Также необходим процесс обработки, который не вызывает значительного уменьшения жидкостного сообщения между верхней частью участка близлежащей буровой скважины и нижерасположенным углеводородсодержащим отложением, когда снижающий проходимость материал перемещают в нижнюю часть участка.

Данное изобретение представляет собой способ снижения жидкостных потоков между близлежащим участком буровой скважины и водоносным слоем, находящимся под ним. Через этот участок с жидкостным сообщением с углеводородсодержащей полостью проходит буровая, нагнетательная или добывающая скважина.

В случае добывающей скважины данный способ служит для подавления водовыброса и приводит к уменьшению относительной проходимости нефти в близлежащем добывающем участке скважины и уменьшению попадания воды из водоносного слоя в буровую скважину. В случае нагнетательной буровой скважины данный способ уменьшает поток вытесняющий жидкости от нагнетательного участка близлежащей буровой скважины в находящийся внизу водоносный слой.

Способ включает введение текучего материала, снижающего проходимость, через сплошной вертикальный участок близлежащей буровой скважины. За вводом снижающего проницаемость материала следует контролируемое введение менее плотного газа в верхнюю часть участка. Газ перемещает снижающий проходимость материала из верхней части участка в отложение, где он распределяется, не вызывая при этом существенного изменения производительности скважины на ввод или добычу. Снижающий проходимость материал, введенный в нижнюю часть участка, которая окружает проходимые массивы или трещины в жидкостном сообщении с находящимся внизу водоносным слоем, остается на месте и переходит из текучего состояния в нетекучее, уменьшая при этом проходимость.

Данный способ обеспечивает селективное перемещение снижающего проходимость материала в нижнюю часть производительного участка, находящуюся на достаточном расстоянии от скважины, с целью эффективного уменьшения нежелательного водовыброса или рассеивания вытесняющей жидкости без чрезмерного повреждения верхней части участка. Перемещающий газ устраняет необходимость селективного введения снижающего проходимость материала в участок, т.к. газ дает возможность восстановить необходимое жидкостное сообщение между углеводородсодержащей полостью и скважиной в верхней части участка даже после введения снижающего проходимость материала в верхнюю часть. Таким образом, процесс преимущественно осуществляется без использования механического изолирования зоны и дорогих работ, требующих соответствующего оборудования.

В первом воплощении данное изобретение представляет собой способ селективного перемещения снижающего проходимость материала в нижнюю часть углеводородсодержащего участка близлежащей буровой скважины с помощью перемещающего газа.

Во втором воплощении данное изобретение представляет собой способ селективного перемещения снижающего проходимость материала в нижнюю часть нагнетательного участка близлежащей буровой скважины с помощью перемещающего газа.

Способ по обоим воплощениям предпочтительно применим к участку, который имеет жидкостное сообщение как с углеводородсодержащей полостью, так и лежащим под ней водоносным слоем, т.е. к участку, обладающему хорошей вертикальной проходимостью. Участок может иметь жидкостное сообщение с водоносным слоем через массив или через собственно вертикальную трещину, которые проницаемы для подземной воды, или вытесняющих жидкостей.

Используемое выше понятие "вертикальная трещины" обозначает единственную фактически вертикальную трещину, соединяющую участок и водоносный слой, множество вертикальных трещин, параллельно соединяющих участок и водоносный слой, или сеть фактически вертикальных трещин, последовательно соединяющих участок и водоносный слой.

Используемое выше понятия "близлежащая буровая скважина" включает объем отложения в прямом жидкостном сообщении с помощью буровой скважины, включая ограниченное радиальное пространство от внешней стороны буровой скважины. Обычно понятие близлежащая буровая скважина распространяется предпочтительно на радиальное расстояние приблизительно до 10 м и от внешней стороны скважины и более предпочтительно до 30 м от внешней стороны скважины. Близлежащая буровая скважина соответствует зоне, которую обрабатывают по данному изобретению.

Снижающий проходимость материал селективно перемещают в нижнюю часть участка близлежащей буровой скважины с помощью любого приемлемого для ввода материала в текучем жидкоподобном состоянии через сплошной вертикальный участок близлежащей буровой скважины. Перемещающий газ последовательно вводится в участок при контролируемых значениях скорости и давления, известных любому квалифицированному в этой области специалисту, при которых оптимизируется предпочтительное поступление перемещающего газа в верхнюю часть участка и сводится к минимуму поступления перемещающего газа в нижнюю часть участка.

Газ перемещает текучий снижающий проходимость материал из верхней части участка близлежащей буровой скважины фактически в радиальном направлении. Радиально перемещенный материал распределяется в отложении туда, где материал не уменьшает значительно добывающую или перемещающую способность скважины. В некоторой степени газ может также заместить часть снижающего проходимость материала из верхней части участка в нижнюю. Чистая выгода от газового перемещения состоит фактически в восстановлении проходимости верхнего участка для введения желаемых жидкостей или добычи углеводородов.

Предпочтительная подача перемещающего газа в верхнюю часть участка увеличивается за счет существенно более низкой плотности газа в сравнении с плотностью снижающего проходимость материала. Удельная плотность газа составляет приблизительно 0,001 0,2 и предпочтительно приблизительно 0,005 - 0,1. Удельная плотность снижающего проходимость материала составляет приблизительно 0,94 2,0 и предпочтительно приблизительно 1,0 1,5.

Перемещающий газ предпочтительно является инертным и несмешивающимся со снижающим проходимость материалом. Предпочтительно в качестве перемещающего газа для использования в сочетании со снижающим проходимость материалом применяются азот или природный газ, хотя фактически любой другой газ, удовлетворяющий требованиям с точки зрения плотности и смешиваемости, указанным выше, может использоваться в настоящем изобретении.

После введения перемещающего газа скважины, проходящая через участок, закрывается, чтобы прежде всего дать возможность текучему снижающему проходимость материалу в нижней части участка перейти в нетекучее состояние. Снижающий проходимость материал считается "текучим", если он перемещается из верхней части участка близлежащей буровой скважины с помощью перемещающего газа. Этот материал считается "нетекучим", если он достаточно структурирован для сопротивления перемещению из нижней части участка при работе скважины в целях нагнетания или добычи.

После того, как материал переходит в нетекучее состояние, скважина восстанавливает нормальную работу как добывающая или нагнетательная скважина. В случае добывающей скважины предпочтительно уменьшается водовыброс и добыча углеводородов сохраняется или увеличивается в сравнении с первоначальным уровнем до обработки, тогда как выделение воды уменьшается. В случае нагнетательной скважины предпочтительно снижается количество вводимой вытесняющей жидкости, которое теряется в водоносном слое, фактически без ослабления нагнетательной способности участка.

Предпочтительным снижающим проходимость материалом, который удовлетворяет приведенным выше критериям, является сшитый полимерный гель. Понятие "гель", используемое здесь, относится к непрерывной трехмерной сшитой полимерной сети, включающей жидкость в ячейки сети. Сшитый полимерный гель состоит из способного к сшиву полимера, сшивающего агента и жидкого растворителя.

Способный к сшивке полимер предпочтительно представляет собой карбоксилатсодержащий полимер и более предпочтительно акриламидсодержащий полимер. Из акриламидсодержащих полимеров наиболее предпочтительны полиакриламин /ПА/, частично гидролизованный полиакриламид /ЧГПА/, сополимеры акриламина и акрилата, и карбоксилатсодержащие терполимеры акрилата. ПА, который может использоваться, содержит от приблизительно 0,1% до приблизительно 3% гидролизованных амидных групп. ЧГПА в соответствии с описанием имеет более чем приблизительно 3% гидролизованных амидных групп.

Сшивающий агент в геле влияет на химическую сшивку между карбоксильными участками одной и той же или различных молекул полимера. В результате сшивки формируется трехмерная структура геля. В качестве сшивающего агента предпочтительны молекулы или комплексы содержащие реакционноспособные катионы переходных металлов. Наиболее предпочтительный сшивающий агент включает катион трехвалентного хрома, который связан химической связью или в виде комплекса с анионом, атомарным кислородом или водой. Примерами таких сшивающих агентов являются триацета хрома /CrAc₃/, или треххлористый хром. Другие катионы переходных металлов, в которые, как установлено, находят применение в качестве сшивающих агентов в данном изобретении, хотя и менее предпочтительны, представляют собой хром /VI/ в окислительно-восстановительной системе, алюминий /III/, железо /II/, железо /III/ и цирконий /IV/.

В качестве жидкого растворителя может использоваться любая жидкость, в которой с целью ускорения гелеобразования полимер и сшивающий агент могут растворяться, смешиваться, суспендироваться или диспергироваться другим способом. Предпочтительным растворителем является водная жидкость, например, дистиллированная вода, пресная вода или рассол.

Ряд наиболее предпочтительных гелей, которые находят применение в настоящем изобретении, описаны в патенте США N 4683949.

Гель образуется при смешении полимера и сшивающего агента на поверхности. Смешение на поверхности в общем случае представляет собой смешение компонентов геля в объеме на поверхности до введения или одновременное с введением смешение компонентов геля в или около головки скважины с помощью установленных в трубопроводе средств. Требуемый объем геля является функцией характеристик участка, примыкающего отложения и содержания в нем жидкостей, и может быть легко определен любым квалифицированным в этой области специалистом.

Сшивание или гелеобразование /разное название одного процесса/ начинается тогда, когда полимер и сшивающий агент вступают в контакт друг с другом, и протекает до тех пор, пока не израсходуется сшивающий агент и участки сшивающие полимера. Гель вводится в участок в текучем состоянии до того, как завершится процесс сшивания, т.е. пока гель является невызревшим. Сшивание геля завершается, т.е. гель вызревает, на месте после введения перемещающего газа. Полное сшивание геля переводит его в нетекучее состояние.

Следующий полимер иллюстрирует практическое применение и полезность данного изобретения. Однако этот пример не должен рассматриваться как пример, ограничивающий данное изобретение.

Пример.

Нефтяная полость расположена в чистом высокопроходимом песчаном отложении, которое имеет большое число изломов. Нефтяная полость находится на глубине 1700 м. Давление в полости составляет 21000 кПа. Температура в полости равна 88^oC. Вязкость нефти в полости составляет 0,5 сПэ. Промышленный участок полости составляет приблизительно 26 м в ширину и непосредственно лежит над активным водоносным слоем, который распространяется в производительное отложение. Горизонтальная и вертикальная проходимости отложения приблизительно равны. Средняя эффективная проходимость при остаточном насыщении нефти в условиях полости составляет 285 мп.

Скважина, проходящая через отложение, пробурена через верхние 21 м промышленного участка полости. Начальная производительность скважины в день составляет 14800 м³ нефти и 0 м³ воды. Однако через несколько недель работы начинается выделение из скважины воды и после этого количество воды выкачиваемой быстро увеличивается. Удельная плотность добываемой воды составляет 1,03. Через два месяца работы их скважины добывается в день только 330 м ³ нефти и 10800 м³ воды, что является результатом водовыброса через массив полости.

Для предупреждения водовыброса в пробуренный участок скважины вводят 1260 м³ невызревшего текучего сшитого полиакриламидного геля. Гель состоит из полиакриламида со средним молекулярным весом 500000 и степенью гидролиза 0,5% /мол/ в концентрации 4,5% /масс./ в пресной воде. Полиакриламид сшит с помощью хромацетата при весовом соотношении ПA:CrAc₃=9:1. Гелевая обработка необходима для изолирования общего массива на расстоянии до 4,3 м от внешней стороны буровой скважины.

Невызревший гель в верхней половине производительного участка перемещается путем введения 56600 м³ природного газа в участок в течение 31 ч при дифференциальном давлении у места ввода 140 кПа.

После завершения введения газа скважину закрывают на 48 ч для вызревания геля. После этого добыча нефти из скважины восстанавливается.

Добыча из скважины после обработки первоначально устанавливается на 1820 м³ нефти и 3210 м³ воды в день. Через 2 месяца после обработки из скважины добывается в день 1640 м³ нефти и 3740 м³ воды. Результаты добычи после обработки показывают, что добыча жидкости идет почти исключительно из верхней половины пробуренного участка, тогда как результаты добычи до обработки показывают, что основная часть жидкостей добывается из нижней половины производительного участка.

Использование: вытеснение углеводородов с использованием материала, снижающего проницаемостью пластов. Сущность: способ касается селективного перемещения невызревшего текучего геля сшитого полимера в участке близлежащей буровой скважины, имеющем лежащий внизу водоносный слой с жидкостным сообщением с этим участком, путем закачивания в указанный участок текучего геля сшитого полимера, а в верхнюю часть и газа, имеющего плотность существенно ниже плотности невызревшего геля. Невызревший текучий гель содержит водорастворимый акриламидсодержащий полимер, сшивающий катион поливалентного металла, и воду. В качестве сшивающего агента используют соль, содержащую катион хрома, или алюминия, или железа, или циркония. В качестве газа используют газ, не смешивающийся с невызревшим текучим гелем, например азот или природный газ. 5 з.п.ф-лы.

1. Способ селективного перемещения невызревшего текучего геля сшитого полимера в участке близлежащей буровой скважины, имеющем лежащий внизу водоносный слой с жидкостным сообщением с этим участком, отличающийся тем, что в качестве невызревшего текучего геля сшитого полимера используют гель, состоящий из акриламидсодержащего полимера и сшивающего агента соль, содержащую катион поливалентного металла, при этом вводят невызревший текучий гель сшитого полимера в верхнюю часть и нижнюю часть упомянутого участка близлежащей буровой скважины, нагнетают газ, имеющий плотность существенно ниже плотности невызревшего текучего геля сшитого полимера, в верхнюю часть упомянутого участка для вытеснения этого геля из верхней части упомянутого снижающего проходимость участка, и превращают невызревший текучий гель сшитого полимера в нижней части упомянутого участка в нетекучий гель, который по существу уменьшает жидкостное сообщение между верхней частью участка и лежащим внизу водоносным слоем. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве акриламидосодержащего полимера используют полимер, выбранный из группы, включающей в себя полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, сополимеры акриламида и акрилата, или карбоксилатсодержащие трехзвенные полимеры акрилата. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сшивающего агента используют соль, содержащую катион хрома, алюминия, железа или циркония. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сшивающего агента используют соль, содержащую катион трехвалентного хрома. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют газ, несмешивающийся с невызревшим текучим гелем сшитого полимера. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что газ выбирают из группы, включающей в себя азот и природный газ.