Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти Российский патент 2017 года по МПК C09K8/50 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти.

Известен способ ограничения водопритоков в нефтяные скважины суспензией на основе силиката натрия (патент РФ №2235855, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.09.2004 г.). Данный способ включает в себя нагнетание в пласт силиката натрия, при этом в пласт с температурой от 100 до 250°С нагнетают измельченный кристаллический силикат натрия высокой дисперсности с размером частиц 10 мкм и кремнеземистым модулем ниже двух в виде водной суспензии в технической воде, причем указанная суспензия в качестве водоизолирующего материала проникает в нескоагулированном виде глубоко в пласт трещиноватого коллектора.

Недостатком данного способа является отсутствие возможности регулирования времени структурообразования и прочности системы в пласте из-за отсутствия в ней сшивателя. Кроме того, применение в составе суспензии только силиката натрия при высоких температурах приведет к разрушению водоизоляционного экрана в краткосрочном временном интервале.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент РФ №2473796, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013 г.), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, а горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно-неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, а при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.

Недостатком данного способа является низкая эффективность борьбы с прорывами пара только регулированием технологических режимов отбора продукции из вертикальной скважины, а также заменой прогревающего и вытесняющего агента для нагнетательной скважины без водоизоляционных мероприятий, повторение данных осложнений в процессе разработки месторождения в более сложном виде, а также рост обводненности добываемой продукции и снижение объемов извлекаемой сверхвязкой нефти.

Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2508446, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. При этом перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема насосно-компрессорных труб, выдержку осуществляют после продавливания агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию, состоящую из силиката натрия, сульфаминовой кислоты, ацетата хрома, моноэтаноламина и воды.

Недостатком данного способа является сложность прокачки и продавливания в пласт данной композиции из-за значительной вязкости исходной композиции и высокой пластовой температуры на месторождениях сверхвязкой нефти в связи с закачкой пара, низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой устойчивости водоизоляционных экранов на основе силиката натрия при высоких пластовых температурах 120-250°С. Кроме того, сульфаминовая кислота является токсичным веществом и требует особых мер безопасности при обращении с данным веществом.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент РФ №2531412, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.10.2014 г.), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, причем прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти.

Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м³ на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Недостатком данного способа является необходимость повторения трех режимов разработки залежи, особенно второго режима с закачкой пропиленгликоля для снижения содержания конденсата и связанной воды, что ведет к снижению объемов отбора нефти из-за необходимости остановки эксплуатации скважин для технологических мероприятий, а также повышению себестоимости добываемого углеводородного сырья из-за затрат на периодическое использование пропиленгликоля.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.07.2012 г.), принятый за прототип. Данный способ включает в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 часов.

Недостатком данного способа является низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой устойчивости водоизоляционных экранов на основе силиката натрия при высоких пластовых температурах 120-250°С, что приведет к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ.

Технической задачей изобретения является повышение устойчивости водоизоляционных экранов при высоких пластовых температурах 120-250°С, повышение коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта закачкой пара и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков, повышение технологического эффекта от проведенного мероприятия и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.

Поставленная техническая задача решается способом ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - водной композиции силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу.

Новым является то, что указанная композиция дополнительно содержит силикат калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 0,4-8,9% Силикат калия 0,1-4,5% Ацетат хрома 0,4-1,5% Вода остальное

при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов. Затем скважину запускают в эксплуатацию и начинают закачку пара.

При использовании силиката натрия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,4% мас. и добавки силиката калия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,1% мас. образования геля добиться не удается. Использование суммарной концентрации силиката натрия и калия, превышающей 9%, приводит к образованию чрезвычайно прочных гелей и одновременно требует значительного увеличения концентрации ацетата хрома, что приводит к значительному удорожанию состава для ограничения водопритока. Получено экспериментально.

При концентрациях ацетата хрома (отвердитель) менее 0,4 мас. % не удается добиться образования геля даже при применении добавки силиката калия. При концентрациях выше 1,5% и добавке силиката калия образование геля происходит чрезвычайно быстро, что не позволяет удовлетворительно закачать его в продуктивный интервал при высоких значениях пластовой температуры. Получено экспериментально.

Применение силиката калия связано с устойчивостью получаемого водоизоляционного экрана к высоким температурам более 120°С в сравнении с силикатом натрия в длительном временном интервале. Однако, согласно результатам экспериментальных исследований и в связи с более высокой стоимостью силиката калия в сравнении с силикатом натрия, предлагается совместное применение данных композиций при высоких пластовых температурах. Изменением концентрации ацетата хрома регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.

Описываемый способ поясняется графическими материалами, где

- на фиг. 1 представлен график содержания силиката калия в составе композиции от общего количества силикатов, определяемого в зависимости от пластовой температуры;

- на фиг. 2 - таблица рекомендуемых характеристик водоизоляционного состава в зависимости от приемистости скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Останавливают закачку пара на участке залежи, в области которой планируется обработка призабойной зоны скважины водоизоляционным составом. Специализированными промыслово-геофизическими методами осуществляют определение интервалов водопритока в добывающих скважинах, а также исследование профилей приемистости и термометрии в нагнетательных скважинах для последующих работ по водоизоляции.

До интервала обработки устанавливают башмак насосно-компрессорных труб. Производят опрессовку скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки водоизоляционного состава. Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме. Проводят промывку призабойной зоны обрабатываемого интервала пресной водой в количестве 3-5 объемов продуктивной части ствола для охлаждения области дренирования скважины ниже 100°С для хорошей прокачки водоизоляционного состава.

Рассчитывают необходимый объем водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов призабойной зоны пласта. Перед закачкой состава в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема для предотвращения преждевременного образования осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами.

Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности: к требуемому объему пресной воды добавляют раствор ацетата хрома (в виде 50-55% раствора), к полученному раствору вводят небольшими порциями силикат натрия и калия. В промысловых условиях приготовление состава может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата.

Далее осуществляют закачку водоизоляционного состава. При закачке состав, в связи с гидродинамической селективностью, в первую очередь поступает в более проницаемые промытые паром пропластки. Затем состав продавливают в пласт в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³. Для предотвращения образования техногенных трещин водоизоляционный состав продавливают в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80-90% от нормальной приемистости скважины. Невысокая вязкость композиции (2-15 мПа⋅с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.

После продавливания водоизоляционного состава в пласт осуществляют промывку ствола скважины раствором пресной воды и выдерживают технологическую паузу в течение 1,5-3 часов. По истечении указанного промежутка времени в скважину прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем осуществляют повторную промывку пресной водой ствола скважины. Индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых паром интервалах продуктивного пласта, что снижает его неоднородность и тем самым выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины или сокращает объем поступающей в скважину воды, пара и конденсата.

Данные положения подтверждаются результатами фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного и сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

Способ иллюстрируется следующим примером.

Пример. Производят операцию по выравниванию приемистости нагнетательной скважины с приемистостью 200 м³/сут. Максимальный расход при закачке водоизоляционного состава составляет 160-180 м³/сут. Для выравнивания профиля приемистости закачивают водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (145 м³ по данным гидродинамических исследований). Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, пластовая температура которого равна 170°С. Для данных условий выбирают гелеобразующий состав, содержащий 1,6% силиката натрия, 0,4%, силиката калия и 0,6% ацетата хрома. При этом индукционный период составляет около 296 минут при пластической прочности образуемого геля, равной 2230 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода можем принять достаточной технологическую паузу, равную 18 часам.

Предлагаемые для реализации композиции гелеобразующих составов характеризуются низкой коррозионной активностью. При необходимости данные модификации гелеобразующего состава могут быть эффективно разрушены в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия.

Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения сверхвязкой нефти из пласта за счет водоизоляции (отключения) высокообводненных интервалов пласта, участков скважины ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), обеспечения прогрева нефтенасыщенной части залежи в добывающих скважинах, повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта закачкой пара либо за счет выравнивания интервалов приемистости нагнетательных скважин путем частичного или полного блокирования высокопромытых каналов (или пропластков) движения закачиваемого пара, подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемого пара при обработке нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас. %: силикат натрия 0,4-8,9%, силикат калия 0,1-4,5%, ацетат хрома 0,4-1,5%, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта. Индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам. Технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов, за указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами за счет повышения прочности указанных составов к высоким пластовым температурам, повышение коэффициента нефтеотдачи, подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков. 2 ил., 1 пр.

Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего воду, силикат натрия и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, отличающийся тем, что в указанный состав добавляют силикат калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 0,4-8,9% Силикат калия 0,1-4,5% Ацетат хрома 0,4-1,5% Вода остальное

при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов.