Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации Российский патент 2022 года по МПК E21B33/138 E21B43/32 C09K8/512 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах коллекторов с различной проницаемостью, в том числе карбонатных пород, насыщенных высоковязкой нефтью,

Известны составы для ограничения водопритока и прорыва газа на основе полимера поливинилового спирта и различных реагентов (пат. РФ №2032068, пат. РФ №2209297, пат. РФ №2245438, пат. РФ №2280658, пат. РФ №2377389, пат. РФ №2380394, пат. РФ №2411278). Недостатком указанных составов является недостаточная эффективность изоляционных работ и непроизводительные затраты в промысловых условиях.

Наиболее близким по технической сущности является способ изготовления водонепроницаемого экрана в низкотемпературных грунтовых материалах элементов гидротехнического сооружения (Пат. №2276703). При реализации этого способа используется состав, включающий поливиниловый спирт - структурообразователь, воду и борную кислоту при следующих соотношениях компонентов, мас. %: поливиниловый спирт - 3,0-10,0, борная кислота - 0,2-1,0, вода - остальное. Состав способен при температуре 0-10°С образовывать гель, который создает противофильтрационный экран, а затем в процессе замораживания - размораживания он превращается в криогель, при этом его противофильтрационные и прочностные характеристики улучшаются. Однако в зонах с большим поглощением и высокой скоростью потока воды или газа противофильтрационные и прочностные характеристики состава недостаточны. Кроме того, время гелеобразования состава достаточно велико, от нескольких часов до нескольких суток, его градиент давления прорыва газа недостаточно высок для блокирования прорыва газа в призабойной зоне пласта.

Задача предлагаемого изобретения состоит в разработке эффективного способа ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующего состава для реализации предлагаемого способа.

Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с использованием гелеобразующего состава на основе поливинилового спирта и борной кислоты, заключается в том, что гелеобразующий состав в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками гелеобразователя и сшивателя в объемном соотношении от 1:1 до 15:1, способными образовывать гели непосредственно в пластовых условиях, между оторочками гелеобразователя и сшивателя закачивают буферную оторочку воды 1-2 м³, при этом первая оторочка - гелеобразователь и последняя оторочка - сшиватель, после закачки последней оторочки гелеобразующий состав продавливают в пласт из насосно-компрессорных труб буферным объемом воды 8-10 м³, затем скважину закрывают и выдерживают от 12 часов до 1-3 суток, составы используют при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гелеобразователь:

Поливиниловый спирт ПВС 3-7 Борная кислота 1,0 Глицерин 0-50 Вода Остальное

Сшиватель:

Бура (десятиводная или шестиводная) 2,5-10 Глицерин 20-50 Вода Остальное

Образующиеся в пласте гели блокируют прорывы газа и/или воды, что приводит к повышению эффективности работы скважин, снижению обводненности продукции и увеличению добычи нефти.

Способ применим в широком интервале температур, от 0 до 50°С, на нефтяных месторождениях с терригенными и карбонатными коллекторами, в различных геолого-физических условиях и на разных стадиях разработки месторождений, в частности, в условиях пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения.

Гелеобразующий состав готовится в виде двух водных растворов: раствор 1 (гелеобразователь) на основе водорастворимого полимера, аддукта неорганической кислоты и многоатомного спирта; раствор 2 (сшиватель) на основе соли неорганической кислоты и многоатомного спирта.

Гелеобразующий состав имеет хорошие показатели адгезии к породе пласта, низкую газопроницаемость (высокий градиент давления прорыва газа), применим в широком интервале пластовых температур и минерализации вод, для высоко неоднородных пластов, с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования.

При чередующейся закачке растворов при их смешении непосредственно в пласте образуется объемный гель, блокирующий прорывы воды и/или газа.

В гелеобразующем составе используется полимер с верхней критической температурой растворения - поливиниловый спирт (ПВС), пленки которого имеют наиболее низкую газопроницаемость из промышленных полимеров.

Гелеобразующий состав - пожаробезопасная жидкость, без запаха, может применяться в широком интервале пластовых температур и минерализации вод, для высоко неоднородных пластов. Состав технологичен в применении, не вызывает коррозии нефтепромыслового оборудования.

Объем закачиваемого гелеобразующего состава составляет 1 - 10 м³ раствора на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта и, как правило, не меньше половины дебита добывающей скважины. Исходя из промыслового опыта, минимальный объем состава составляет 50-200 м³ на одну скважино-операцию.

Бура (тетраборат натрия десятиводный или шестиводный Na₂B₄O₇⋅10H₂O или Na₂B₄O₇⋅6H₂O) - любой производитель - РФ, Турция, Китай.

Поливиниловый спирт ПВС 16/1 - производитель Невинномысское объединение «АЗОТ», РФ, официальный дистрибьютер «Еврохим», Москва, ГОСТ 10779-78. Можно использовать поливиниловый спирт PVS 1399 или PVS 1399М, 1799 производства фирмы Sandy, Китай, или аналогичные продукты.

Поливиниловый спирт (ПВС) [-СН₂-СН(ОН)-]n - порошок белого или желтоватого цвета. ПВС - твердый полимер, без вкуса и запаха; нетоксичен; содержит микрокристаллические образования. Большая часть гидроксильных групп ПВС связана водородными связями. Так, при комнатной температуре в связанном состоянии находится около 70% гидроксильных групп. Практически полное разрушение водородных связей наступает при 150°С. Ввиду наличия большого числа водородных связей ПВС растворяется лишь в горячей воде (при температуре 80 - 100°С) при перемешивании в течение 2 - 4 ч. Водные растворы ПВС нестабильны при хранении: через несколько часов после приготовления их вязкость увеличивается. Для придания такому раствору первоначальных свойств его следует, перемешивая, прогреть при 70 - 90°С в течение 0.5 - 1.5 ч. Основным и единственным для ПВС растворителем на практике служит вода. ПВС растворим также в диметилформамиде и многоатомных спиртах; устойчив к действию масел, жиров, алифатических и ароматических углеводородов. ПВС устойчив к действию разбавленных кислот и щелочей. Молекулярная масса ПВС в зависимости от способа получения лежит в пределах 5000 - 1000000.

Основные отличительные особенности гелеобразующего состава в предлагаемом способе:

- хорошая адгезия к породе пласта;

- низкая газопроницаемость (высокий градиент давления прорыва газа);

- возможность всесезонного применения с использованием стандартной нефтепромысловой техники;

- безопасность для человека и окружающей среды;

- высокая технологическая и экономическая эффективность.

Гелеобразующий состав может применяться при обработке призабойных зон (ОПЗ) добывающих скважин с использованием различных схем закачки: несколькими оторочками, чередующейся закачкой оторочек состава разной концентрации. При чередующейся закачке оторочек состава сначала закачивается оторочка раствора 1 (гелеобразователя), затем буферная оторочка воды (1-2 м³), после этого оторочка раствора 2 (сшивателя) и буферная оторочка воды (1-2 м³), снова оторочка раствора 1 (гелеобразователя) и т.д.

После закачки всего объема состав продавливается в пласт из насосно-компрессорных труб (НКТ) буферным объемом воды (8-10 м³). Время выдержки состава в призабойной зоне скважины составляет от 12 часов до 1 - 3 суток, на этот период скважина должна быть закрыта.

Физико-химические свойства растворов гелеобразующего состава для ограничения водопритока и прорыва газа приведенны в таблице 1.

Проведены исследования физико-химических и реологических свойств гелеобразующего состава и гелей, образующихся при чередующейся закачке раствора гелеобразователя на основе ПВС (раствор 1) и раствора сшивателя (раствор 2) в различных соотношениях - от 1:1 до 15:1. Раствор сшивателя вызывает образование геля почти мгновенно и усиливает адгезию геля к породе.

Измерение вязкости растворов и полученных гелей проводили с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком. Измерения проводили сразу после образования геля и после термостатирования в течение 14 часов при температуре 10°С. Вязкость гелей за 14 часов после выдерживания увеличивается минимально на 10-50%, максимально в 4.3-3.4 раза. Результаты исследования приведены на фиг. 1.

Из результатов проведенных исследований следует, что наибольшие вязкости имеют гели, полученные из растворов гелеобразователя и сшивателя в соотношении 5:1÷10:1. При этом с течением времени, при термостатировании, вязкость гелей увеличивается и достигает значений 1550-1900 мПа⋅с, фиг. 1.

В лабораторных условиях на фильтрационной установке высокого давления проведено исследование применимости гелеобразующего состава на основе ПВС для ограничения водопритока и прорыва газа. При температуре 9-24°С исследованы фильтрационные характеристики состава в линейных и неоднородных моделях пласта. Исследования проводили на установке для изучения фильтрации при постоянном расходе через модель фильтрующей среды (пласта), состоящую из одной или из двух параллельных колонок. Схема установки приведена на фиг. 2. Фильтрацию жидкостей можно производить как через одну колонку, так и через две колонки одновременно.

Исследование влияния гелеобразующего состава на основе ПВС на процесс прорыва пластовой воды или газа проводят следующим образом.

Сначала проводят фильтрацию воды в направлении «скважина - пласт» (при заданном противодавлении) до момента установления постоянного градиента необходимого давления. Через 5-15 минут замеряют температуру, давления на входе и выходе из колонок, объемы вытесненной жидкости из каждой колонки. По полученным данным рассчитывают градиент давления grad Р, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут, и подвижность жидкостей k/μ, мкм²/(мПа⋅с). При необходимости после фильтрации воды через колонки, в обратную сторону, в направлении «пласт - скважина» проводят фильтрацию газа до установления постоянного градиента необходимого давления.

Затем в направлении «скважина - пласт» закачивают оторочку гелеобразующего состава, проталкивают на заданное расстояние пластовой водой и термостатируют определенное время для образования геля.

После этого проводят фильтрацию пластовой воды при заданной скорости в необходимом направлении «скважина - пласт» или «пласт - скважина» и/или фильтрацию газа в направлении «пласт - скважина». Измерение температуры, давления на входе и выходе, объемов вытесненной жидкости из каждой колонки производят постоянно, через 5-15 минут. Кроме того, при необходимости определяют рН жидкости на выходе из колонок. По полученным данным определяют градиент давления, скорость фильтрации и подвижность жидкостей.

Эффективность применения гелеобразующего состава на основе ПВС изучали при фильтрации их через водонасыщенные модели, состоящие из одной или двух колонок. Использовали насыпные модели, приготовленные из дезинтегрированного мрамора (фракция 0.16-0.5 мм), модель пластовой воды с минерализацией 15,33 г/л или пресную воду. Проницаемость моделей находилась в интервале 6.6-87 мкм².

При фильтрации воды через модели с исходной газопроницаемостью в интервале 5.712 - 13.093 мкм² градиент давления (grad Р) находился в пределах 0.2 - 0.5 атм/м, подвижность фильтруемой жидкости составляла 1.2 - 2.8 мкм²/(мПа⋅с), таблица 2. При фильтрации воды с различной скоростью (5 м/сут., 1 м/сут. и 0.5 м/сут.) ее подвижность менялась незначительно, а градиент давления снижался до 0.03-0.06 атм/м. В дальнейшем фильтрацию воды проводили при скорости 5 м/сут.

Для моделирования процесса ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с применением гелеобразующего состава была проведены следующие опыты на моделях карбонатной породы при температуре 20-24°С: закачка гелеобразователя без сшивателя, закачка горячего раствора сшивателя с концентрацией 30% и затем гелеобразователя; чередующаяся закачка сшивателя с концентрацией 2%, затем гелеобразователя, снова сшивателя и гелеобразователя. Результаты приведены в таблицах 2, 3 и на фиг. 3-5.

Фильтрация через модель породы из дезинтегрированного мрамора с исходной газопроницаемостью 6.808 мкм² горячего раствора сшивателя с концентрацией 30% мас., а затем гелеобразователя, фиг. 4, таблицы 2, 3, при температуре 20°С привела к образованию практически непроницаемого экрана, при увеличении перепада давления до 17 атм/м фильтрация так и не наблюдалась.

Чередующаяся закачка в модель породы из дезинтегрированного мрамора с исходной газопроницаемостью 5.712 мкм² при температуре 20°С растворов: 2% мас. сшивателя, воды, гелеобразователя, воды и снова сшивателя, фиг. 5, таблицы 2 и 3, привела к созданию противофильтрационного экрана, фильтрация воды через который осуществлялась при перепаде давления 13 атм/м. Закачка еще одной оторочки гелеобразователя привела к образованию практически непроницаемого экрана, фильтрация воды через который не была достигнута даже при увеличении перепада давления до 149.5 атм/м, фиг. 5, таблицы 2 и 3.

Проведены исследования способности гелеобразующего состава блокировать прорыв газа через негерметичности цементного кольца. В качестве модели пористой среды использовали колонки, заполненные молотым цементным камнем. Начальная газопроницаемость моделей находилась в пределах 2-3 мкм². Опыты проводили при температурах от 0 до 40°С. На фиг. 6 приведены результаты фильтрационного опыта для гелеобразующего состава. На фиг. 6 показано изменение перепада (градиента) давления на колонке и подвижности в процессе фильтрации в прямом и обратном направлении воды, газа и гелеобразующего состава. Стрелки показывают направление фильтрации. Сначала закачивается раствор сшивателя, усиливающего сцепление полимера с поверхностью цементного камня и трубы, затем гелеобразователь. Градиент давление прорыва газа для геля в сотни раз превышает значение, полученное в его отсутствии. При этом и после прорыва газа градиент давления остается высоким при фильтрации газа в объеме, на порядок превышающем поровый объем модели пористой среды.

Варьируя концентрацию компонентов гелеобразующего состава, величину оторочек и последовательность их закачки, можно создать непосредственно в пласте противофильтрационный экран с определенными свойствами для ограничения водопритока и прорыва газа.

Промысловые испытания предлагаемого способа ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах проведены в конце 2015 года ООО «ОСК» по заказу ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» на пяти добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.

Для скважин №2762 и №2869 были выполнены приготовление и закачка 96 м³ гелеобразующего состава, по 48 м³ раствора гелеобразователя и 48 м³ раствора сшивателя. Закачки проводились порциями по 8 м³ раствора гелеобразователя, затем буферная прослойка 1 м³ воды, затем 8 м³ сшивателя, до набора необходимого объема.

Для скважин №№3150, 1223 и 8306 были выполнены приготовление и закачка 60 м³ гелеобразующего состава, по 48 м³ раствора гелеобразователя и 12 м³ раствора сшивателя. Закачки проводились порциями по 8 м³ гелеобразователя, затем буферная прослойка 1 м³ воды, затем 2 м³ сшивателя, до набора необходимого объема. Даты обработок, номера скважин и параметры их работы приведены в таблице 4.

В среднем по обработанным скважинам отмечается снижение обводненности, снижение дебитов по жидкости и увеличение добычи нефти. Значения накопленного эффекта находятся в диапазоне 20-3800 т дополнительно добытой нефти на скважину, среднее значение ~1300 т на скважину (~ 6500 т по 5 скважинам суммарно), фиг. 7, 8.

Таким образом, результаты физико-химических, реологических, фильтрационных исследований и опытно-промышленных испытаний показали перспективность использования гелеобразующего состава в предлагаемом способе ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ограничение водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах коллекторов с различной проницаемостью, в том числе карбонатных пород, насыщенных высоковязкой нефтью. В способе ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с использованием гелеобразующего состава на основе поливинилового спирта и борной кислоты гелеобразующий состав в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками гелеобразователя и сшивателя в объемном соотношении от 1:1 до 15:1, способными образовывать гели непосредственно в пластовых условиях, при этом между оторочками гелеобразователя и сшивателя закачивают буферную оторочку воды 1-2 м³, при этом первая оторочка - гелеобразователь и последняя оторочка – сшиватель. После закачки последней оторочки гелеобразующий состав продавливают в пласт из насосно-компрессорных труб буферным объемом воды 8-10 м³. Затем скважину закрывают и выдерживают от 12 часов до 1-3 суток. Гелеобразователь содержит, мас.%: поливиниловый спирт ПВС 3-7; борную кислоту 1; глицерин 0-50; воду остальное. Сшиватель содержит, мас.%: буру десятиводную или шестиводную 2,5-10; глицерин 20-50; воду остальное. 8 ил., 3 табл.

Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах с использованием гелеобразующего состава на основе поливинилового спирта и борной кислоты, отличающийся тем, что гелеобразующий состав в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками гелеобразователя и сшивателя в объемном соотношении от 1:1 до 15:1, способными образовывать гели непосредственно в пластовых условиях, при этом между оторочками гелеобразователя и сшивателя закачивают буферную оторочку воды 1-2 м³, при этом первая оторочка - гелеобразователь и последняя оторочка - сшиватель, после закачки последней оторочки гелеобразующий состав продавливают в пласт из насосно-компрессорных труб буферным объемом воды 8-10 м³, затем скважину закрывают и выдерживают от 12 часов до 1-3 суток, составы используют при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гелеобразователь:

Поливиниловый спирт ПВС 3-7 Борная кислота 1,0 Глицерин 0-50 Вода Остальное

Сшиватель:

Бура десятиводная или шестиводная 2,5-10 Глицерин 20-50 Вода Остальное