Способ ограничения водопритока в скважину Российский патент 2024 года по МПК E21B33/138 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке карбонатных залежей с высокой трещиноватостью.

Одной из проблем разработки карбонатных коллекторов на поздней стадии разработки месторождения является их трещиноватость, пористая неоднородность, высокая степень обводнения продукции. Доля трудноизвлекаемых запасов в Татарстане составляет 80%, при этом карбонатные отложения выработаны всего на 12,6%. То есть большая часть запасов сосредоточена в карбонатных залежах. Ввиду опережающего обводнения добываемой продукции скважин для более полной выработки запасов нефти карбонатных коллекторов значительная часть всех геолого-технических мероприятий направлена на снижение обводненности продукции скважин. Сущность методов изоляции водопритока в скважине сводится к изменению геометрии линии тока жидкости путем изоляции водоподводящих каналов вблизи скважины. При взаимодействии реагентов в пласте реакция происходит преимущественно на границе контактирования компонентов: пластовая вода – эмульсия. Это приводит к снижению прочности водоизоляционного материала и зачастую к выносу реагентов из пласта непрерывным притоком жидкости во время освоения скважины после ремонта. Продолжительность эффекта от проведения геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводненности и ограничение водопритока из пласта скважины, в среднем не превышает 6 месяцев.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий в себя обработку призабойной зоны добывающей или нагнетательной скважины путем закачки в пласт гидрофобного материала – гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны (патент RU № 2232262, опубл. 10.07.2004). Закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкв в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии – поверхностно-активное вещество. Дисперсионная фаза микроэмульсии от 1/1 до 3/1. Вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа⋅с. При обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа⋅с.

Недостатком данного способа является невысокий коэффициент нефтеизвлечения и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти.

Известны технические решения (Сидоров И.А. Поддубный Ю.А. Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. М. ВНИИОЭНГ, 1984, с. 26-33/ О. И.Сер. НД вып.1), в которых в водоносные зоны пласта для ограничения водопритока закачивают гидрофобные вязкие жидкости, вязкие нефти, нефтемазутные смеси, водонефтяные эмульсии. Функция этой жидкости блокирование водоносных интервалов пласта, т.е. создание изолирующего (блокирующего) экрана.

Однако данные смеси недостаточно устойчивы, эмульсионный состав разрушается за короткий период времени.

Наиболее близким по технической сущности является способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в интервал водопритока гидрофобной эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор, после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава (патент RU № 2114990, опубл. 1998). Спускают и устанавливают в интервале водопритока перекрыватель, при этом перед установкой перекрывателя в каналах водопритока закачивают гидрофобный водонерастворимый состав вязкостью 200-1700 мПа⋅с при скорости сдвига 2-145 с^-1, содержащий нефть - 30-49% об., пластовую воду - 50-68% об., эмульгатор-гидрофобизатор - 1-2% об., причем после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока под давлением для структурного упрочнения состава. В качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют эмультал.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность ограничения водопритока в скважину из-за низкой продолжительности технологического эффекта, связанного с низкой агрегативной устойчивостью эмульсии, что приводит к разрушению экранирующего состава и вымыванию в течение короткого времени, а также снижения продуктивности призабойной зоны пласта, снижения межремонтного периода эксплуатации скважины, большого числа технологических операций. В составе фильтрата присутствует свободная водная фаза, что свидетельствует о нарушении корреляции между межфазным натяжением и стабилизирующими свойствами эмульгатора в составе обратных эмульсий. Для стабилизации обратной эмульсии необходимо вводить равное массовое количество активной основы ряда эмульгаторов с кислотными (тарин) и кислотно-основными свойствами (эмультал).

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности ограничения водопритока в скважину за счет повышения устойчивости агрегатного состояния закачиваемой эмульсии и улучшения качества изоляции зон водопритока в скважине, повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин.

Технический результат достигается способом ограничения водопритока в скважину, включающим закачку в пласт гидрофобизирующей поровое пространство эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор, после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава.

Новым является то, что дополнительно эмульсионный состав содержит сажу, в качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- нефть 35-38% - пластовая вода 60% - эмульгатор-гидрофобизатор (бензол) 1-3% - сажа 1-2%,

плотностью 1,01-1,15 г/см³, вязкостью 700–1050 мПа⋅с.

Для выполнения способа используют следующие реагенты гидрофобной эмульсии.

В качестве нефти используют нефть, плотностью от 0,8 до 0,9 г/см³ вязкостью нефти в поверхностных условиях (дин) до 103 мПа·с с содержанием серы не более 2%.

В качестве пластовой воды используют пресные или пластовые воды плотностью от 1,01 до 1,15 г/см³.

В качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол нефтяной плотностью 0,878-0,880 г/см³ марок ОКП 24 1411 0120, ОКП 24 1411 0130, ОКП 24 1411 0220, ОКП 24 1411 0230 (ГОСТ 9572-93).

Для выполнения поставленного технического результата необходимы сажи с удельной геометрической поверхностью 50-100 м²/г. В качестве диспергирующего вещества используют сажи ГОСТ 7885-86 марок П 245 (печной, высокоактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и высоким показателем структурности), П 234 (печной, активный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и средним показателем структурности), К 354 (канальный, активный, получаемый в диффузионном пламени при термоокислительном разложении природного или попутного газа, с высоким показателем дисперсности и низким показателем структурности), П 324 (печной, активный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и средним показателем структурности).

Способ ограничения водопритока в скважину включает приготовление и закачку в пласт гидрофобизирующей поровое пространство эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор. После закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава.

Эмульсионный состав содержит сажу, в качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- нефть 35-38% - пластовая вода 60% - эмульгатор-гидрофобизатор (бензол) 1-3% - сажа 1-2%,

плотностью 1,01-1,15 г/см³, вязкостью 700 – 1050 мПа⋅с.

Вязкость эмульсионных составов регулируется в диапазоне от 700 до 1050 мПа⋅с при скорости сдвига 2-145 с^-1 изменением соотношения компонентов.

В способе ограничения водопритока в скважину в качестве стабилизирующей обратную эмульсию добавки используют сажу. Одними из основных показателей качества сажи являются размер частиц (степень дисперсности), структура, адсорбционные свойства, благодаря чему происходит адсорбция бензола в структурных порах сажи, поскольку по уровню теплоты адсорбции они соответствуют теплоте адсорбции бензола в этих порах, тем самым повышая агрегативную и седиментационную устойчивость эмульсии.

Гидрофобную эмульсию для обработки нефтяных пластов готовят в следующей последовательности. В расчетное количество эмульгатора при его перемешивании постепенно вводят расчетное количество пластовой воды, нефти и сажи. Смесь перемешивают при постепенном увеличении скорости перемешивания до загустевания эмульсии, затем раствор перемешивают в течение 15-20 мин при скорости на лопастной мешалке IKA EUROSTAR до 900-1000 мин^-1. В результате получается однородная эмульсия светло-кремового цвета.

В таблице 1 приведены результаты исследований вязкостных параметров гидрофобного эмульсионного раствора, в которых в качестве жидкого углеводорода использовалась девонская нефть с плотностью 0,861 г/см³, вязкостью 17,8 мПа·с при 20°C и бензол плотностью 0,879 г/см³. Для приготовления гидрофобной эмульсии использовалась пластовая вода НГДУ «Лениногорскнефть» плотностью 1,120 г/см³ и сажа марки ОКП 24 1411 0120 плотностью 0,878 г/см³. Вязкости эмульсий замерялись при разных соотношениях нефтяной фазы, бензола и сажи. Как видно из табл.1, чем выше содержание сажи, тем выше вязкость гидрофобного эмульсионного состава и её агрегативная устойчивость.

Таблица 1 – Зависимость вязкости и семидентационной устойчивости эмульсии от состава

Состав эмульсии, мас.% Вязкость,
мПа⋅с Агрегативная устойчивость, мес./ стабильность нефть пластовая вода эмульгатор-гидрофобизатор сажа бензол эмультал 1 35 60 3 - 2 1050 12/эмульсия стабильная 2 36 60 2 - 2 920 10/эмульсия стабильная 3 37 60 2 - 1 870 8/эмульсия стабильная 4 38 60 1 - 1 700 6/эмульсия стабильная прототип 35 63 - 2 - 950 5/эмульсия расслоилась

Таким образом, по результатам исследований «динамическая вязкость - стабильность» и по консистенции (текучесть) лучшими физико-химическими и технологическими параметрами, обеспечивающими повышение и сохранение агрегативной устойчивости эмульсии в пласте скважины, обладает усовершенствованный эмульсионный состав, приготовленный на основе эмульгатора с концентрацией мас., % бензол – 1-3%, сажа – 1-2%, нефть – 35-38% и пластовая вода – 60%, плотностью 1,01-1,15 г/см³. Динамическая вязкость находится в оптимальном диапазоне 700-1050 мПа⋅с, необходимом для эффективного потокоотклонения и блокирования трещин. На основе полученных результатов можно сделать вывод, что гидрофобная эмульсия, содержащая 2 мас.% эмульгатора (эмультал), малоэффективна в связи с её расслоением и низкой агрегативной устойчивостью.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно определяют интервал водопритока в скважине. Глубина залегания эксплуатационного объекта от 800 до 1300 м, тип коллектора – карбонатный, пористость в пределах 0,117-0,127 д.ед./, проницаемость от 68,8 до 82,8 1·10-3 мкм². Приемистость добывающей скважины от 100 до 500 м³/сут.

По спущенной до забоя добывающей скважины колонне насосно-компрессорных труб закачивают гидрофобный эмульсионный состав в интервал водопритока из скважины при открытой задвижке на межтрубье. Объем оторочки, закачиваемой гидрофобной эмульсии в водоносный пласт, заранее рассчитывают из условия ограничения фронта прорываемой воды в продуктивный пласт на 18-25 м, для этого необходимо закачать 1,7-11 м³ жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока. От приемистости зависит расход закачиваемого гидрофобного эмульсионного состава. Объем менее 1,7 м³ раствора не приведет к необходимому результату по водоограничению. Далее задвижку на межтрубье закрывают, смесь продавливают водой, близкой по плотности пластовой воды в интервал водопритока. После продавки изолирующего состава усовершенствованной эмульсии в пласт скважину оставляют на 12 ч на время реагирования и гидрофобизации стенок породы.

Объем закачиваемой эмульсии определяется расчетным путем по формуле:

V_З ≈ 3,14·m·h·R²,

где V_З – объем закачки, м³;

m – коэффициент пористости, доли единиц;

h – эффективная толщина пласта, м;

R – радиус обрабатываемой зоны, 1-3 м , в зависимости от приемистости пласта.

Ориентировочный объем эмульсии на одну скважинообработку в зависимости от приемистости добывающей скважины:

Расход
эмульсии, м³ Приемистость добывающей скважины, м³ /сут 100 - 200 200 - 350 350 - 500 Более 500 10 - 18 16 - 22 18 - 24 1 - 28

Пример 1. На скважине №23 башкирского яруса НГДУ «Лениногорскнефть» на протяжении 6 месяцев было отмечено увеличение обводненности до 98%. При динамике работы скважины с дебитом жидкости 6,5 м³/сут и обводненностью 98% была проведена закачка гидрофобного эмульсионного состава, приготовленного на основе эмульгатора (бензол) с концентрацией 1% мас., сажа 1%, нефть 38% и пластовая вода 60% плотностью 1,12 г/см³. Определили приемистость на 8 м³ сточной воды (плотностью 1,06 г/см³): 3-я скорость 350 м³/сут при давлении 50 атм. Закачали 18 м³ усовершенствованного эмульсионного состава при давлении 55 атм. Продавили смесь водой плотностью 1,03 г/см³ при давлении 70 атм. Оставили скважину на 12 ч на реагирование. После освоения и запуска скважины на постоянную работу было отмечено снижение обводненности добываемой продукции до 63-82% на протяжении 6 месяцев.

Пример 2. На скважине №15 протвинского горизонта НГДУ «Лениногорскнефть» на протяжении 11 месяцев было отмечено увеличение обводненности в диапазоне от 93 до 98%. При динамике работы скважины с дебитом жидкости 8 м³/сут и обводненностью 98% была проведена закачка гидрофобного эмульсионного состава, приготовленного на основе эмульгатора (бензол) с концентрацией 2% мас., сажа 1%, нефть 37% и пластовая вода 60% плотностью 1,10 г/см³. Вызвали циркуляцию в скважине в объеме 3,0 м³ сточной воды. Определили приемистость на 3 м³ сточной воды: 3 скорость 262 м³/сут при давлении 30 атм. Закачали 20 м³ усовершенствованного эмульсионного состава при давлении 45 атм. Продавили смесь водой плотностью 1,014 г/см³ при давлении 80 атм. Оставили скважину на 12 ч на реагирование. После освоения и запуска скважины на постоянную работу было отмечено снижение обводненности добываемой продукции до 68-82% на протяжении 8 месяцев.

Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритока в скважину обеспечивает повышение эффективности ограничения водопритока в скважину при разработке всех нефтяных залежей, преимущественно карбонатных коллекторов с высокой трещиноватостью, за счет повышения устойчивости агрегатного состояния закачиваемой эмульсии (агрегативная устойчивость составляет от 6 до 12 мес/) и улучшения качества изоляции зон водопритока в скважине, повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта (до 2% в год) и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин (с 99% до 82%), снижения числа технологических операций.

В способе ограничения водопритока в скважину гидрофобная эмульсия обладает высокими параметрами по структурной вязкости (от 700 до 1050 мПа·с, период коалесценции до 12 мес.), обеспечивающими надежное повышение эффективности ограничения водопритока в скважину. Кроме того, обеспечивает повышение технологической и экономической эффективности изоляции пластовых вод за счет сокращения числа технологических операций и повышения термостабильности.

Предложенное изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке карбонатных залежей с высокой трещиноватостью. Способ ограничения водопритока в скважину включает закачку в пласт гидрофобизирующей поровое пространство эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор. После закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава. Дополнительно эмульсионный состав содержит сажу, в качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол, при следующем соотношении компонентов, мас.%: нефть 35-38, пластовая вода 60, эмульгатор-гидрофобизатор - бензол 1-3, сажа 2, плотностью 1,01-1,15 г/см³, вязкостью 700-1050 мПа⋅с. Технический результат - повышение эффективности ограничения водопритока в скважину за счет повышения устойчивости агрегатного состояния закачиваемой эмульсии и улучшения качества изоляции зон водопритока в скважине, повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин. 2 табл., 2 пр.

Способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в пласт гидрофобизирующей поровое пространство эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор, после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава, отличающийся тем, что дополнительно эмульсионный состав содержит сажу, в качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нефть 35-38 пластовая вода 60 эмульгатор-гидрофобизатор - бензол 1-3 сажа 1-2,

плотностью 1,01-1,15 г/см³, вязкостью 700-1050 мПа⋅с.