Способ селективного регулирования проницаемости неоднородного пласта Российский патент 2025 года по МПК E21B33/138 E21B43/22 C09K8/584 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к составам и способам селективной обработки призабойных зон нагнетательных скважин.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны скважины, заключающийся в введении в кислоту в качестве деэмульгирующей добавки блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля или смеси блок-сополимера окисей этилена и пропилена на основе пропиленгликоля с о-алкилфосфита N-алкиламмония в соотношении 48:53 в количестве 0,010-0,013 мас. % (патент РФ №2143063, опубл. 20.12.1999).

Недостатками указанного состава является его неэффективность в условиях неоднородных пластов истощенных месторождений и неэкономичность.

Известен состав для обработки призабойной зоны нефтяных скважин, вскрывающих пласты, составленные силикатными породами с низким содержанием карбонатов, содержащий: соляную кислоту; плавиковую кислоту или бифторид-фторид аммония; алифатический спирт C₁-С₃ и кубовый остаток производства бутиловых спиртов методом оксосинтеза (патент РФ №2013528, опубл. 30.05.1994)

Недостатками указанного состава являются неэффективность в условиях неоднородных пластов истощенных месторождений, сложность рецептуры и приготовления, т.е. не технологичность.

Известен способ добычи нефти путем циклической закачки состава, содержащего коллоидный кремнезем, жидкое стекло и пресную воду, а затем минерализованной воды после каждого цикла закачки состава в обводненную нагнетательную скважину и добычу нефти из добывающей скважины. (RU 2327032, 2008).

Недостатками указанного состава является его неэкономичность, т.к. требует большого количества реагентов, оказывает необратимое действие на проницаемость, что уменьшает доступные остаточные запасы нефти в пласте.

Из известных способов наиболее близким к предлагаемому способу является способ, суть которого изложена в статье (Шишков А.Ю., Гришина И.Н., Хлебников В.Н. Применение остаточной нефти и высокоминерализованной воды для повышения нефтеотдачи истощенных пластов. // Труды конференции "Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности" ИПНГ РАН, 17-19 октября 2022, с. 30-33). Способ основан на использовании ПАВ с различным ГЛБ (гидрофильно-липофильным балансом) для повышения нефтеотдачи пластов за счет регулирования проницаемости неоднородных пластов истощенных месторождений с минерализованными водами.

Недостатками указанного состава является узость его применения, он применим только для небольшого ряда нефтяных месторождений Урало-Поволжья с минерализованными водами и низкой пластовой температурой, находящихся на заключительной стадии разработки.

В ходе длительной закачки в пласт воды, особенно недостаточно очищенной, происходит избирательное снижение проницаемости принимающих интервалов пласта. В первую очередь это приводит к максимальному снижению приемистости ухудшенных по коллекторским свойствам интервалов и к минимальному снижению проницаемости высокопроницаемых интервалов. Также на нефтяных месторождениях возможно образование трещин в призабойной зоне пласта (ПЗП) из-за градиента температур при закачке с поверхности холодной воды (в осенне-зимнее время), при механическом воздействии на породу бурения, операций спуска-подьема оборудования и т.п.). Все это приводит к неравномерной закачке воды в пласт и потере запасов нефти.

Одним из путей решения проблемы неравномерной приемистости пласта является временное блокирование хорошо принимающих интервалов призабойной зоны пласта для того, чтобы в последующем повысить проницаемость плохо дренированных интервалов с одновременным снятием временной блокады принимающих интервалов. Результатом такой последовательности действий будет селективное выравнивание фронта закачки воды из системы поддержания пластового давления (ППД), фронта вытеснения нефти, получение дополнительной нефти и снижение обводненности продукции, что особенно важно в случае истощенных пластов.

Технической проблемой изобретения является разработка способа эффективного регулирования проницаемости неоднородного пласта истощенных месторождений с минерализованной водой (закачиваемой и пластовой) с минимальным применением пресной воды, с достижением следующего технического результата: селективное увеличение проницаемости плохо дренированных интервалов пласта.

Указанная техническая проблема решается способом селективного регулирования проницаемости неоднородного пласта, заключающимся в использовании поверхностно-активных веществ ПАВ с различным гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ, согласно которому сначала в неоднородный пласт через нагнетательную скважину закачивают блокирующий состав - 0,02-5 мас. %-ный раствор ПАВ с ГЛБ не более 6 в минерализованной воде из системы поддержания пластового давления (ППД), затем закачивают минерализованную воду из системы ППД 1-3 сут в количестве, в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава, если приемистость нагнетательной скважины не снизилась на 30% или более, то повторяют закачку блокирующего состава и затем минерализованной воды из системы ППД, после снижения приемистости нагнетательной скважины на 30% или более закачивают 0,01-2 мас. %-ный раствор ПАВ с ГЛБ не менее 10 в минерализованной воде из системы ППД, затем закачивают минерализованную воду из системы ППД до восстановления приемистости не менее 70% от исходной, при необходимости операции повторяют.

Механизм действия заключается в образовании тампонажной массы, снижающей проницаемость в водопроводящих (принимающих) каналах и пропластках неоднородного пласта из остаточной нефти (удерживаемой в пласте капиллярными силами), совместимого с минерализованной водой ПАВ с ГЛБ не более 6, закачиваемой воды из системы ППД и нефти (остаточной), т.е. в основном из пластовых флюидов. Затем в скважину закачивается вода из системы ППД до стабилизации фильтрации - давления нагнетания воды (обычно 1-3 суток). Если проницаемость снизилась на 30% и более, переходят к следующему этапу обработки. Если проницаемость снизилась менее, чем на 30%, то закачку блокирующего раствора и, затем, минерализованной воды, повторяют.

После снижения приемистости в ПЗП закачивается раствор ПАВ с ГЛБ не менее 10-12, повышающий приемистость плохо дренированных пропластков неоднородного пласта и одновременно снимающий временное блокирование принимающих интервалов, после чего переходят на закачку воды из системы ППД.

Применение способа приведет к выравниванию фронта закачки воды из системы ППД и выравниванию фронта вытеснения нефти из пласта не только за счет снижения проницаемости принимающих интервалов, а также за счет увеличения приемистости плохо дренированных интервалов пласта. Таким образом, повышение нефтеотдачи истощенных месторождений будет происходить за счет выравнивания фронта вытеснения, без значительного снижения приемистости скважины, что важно для истощенных месторождений (не надо менять систему ППД).

Сущность изобретения заключается в следующем.

На первом этапе происходит блокирование принимающих интервалов за счет образования вязких обратных эмульсий из остаточной нефти в пласте, воды из системы ППД и маслорастворимого ПАВ с ГЛБ не более 6. Внутрипластовое образование обратной эмульсии в ПЗП будет происходить за счет энергии закачивания воды (скорость закачки воды в ПЗП всегда выше, чем средняя скорость движения закачиваемой воды в пласте). Обратная эмульсия образуется и поступает в основном в принимающие интервалы неоднородного пласта, причем в большей степени снижается проницаемость трещин, чем нормальной поровой среды. Образование эмульсии происходит из-за снижения поверхностного натяжения, повышения пластичности раздела фаз на границе остаточная нефть/вода и диффузией ПАВ с ГЛБ не более 6 в нефть.

Подбор ПАВ с ГЛБ менее 6 приводится в примере 1.

На втором этапе (этапе 2) в скважину закачивают раствор, в качестве которого применяют раствор ПАВ с ГЛБ не менее 10-12 в воде из системы ППД или пресной воде, или в кислотном растворе (соляной кислоте или смеси соляной и органической кислот), или их смеси.

На этапе 2 степень восстановления проницаемости по воде должна составлять не менее 70-80% от исходной (проницаемости до этапа 1). Если восстановления проницаемости на 70-80%) не произошло, то второй этап (закачку раствора деэмульгатора и воды) повторяют.

Способ осуществляют следующим образом. Первоначально проводят на месторождении подготовительные работы. Выбирают участок на месторождении, исследуют техническое состояние скважин, их приемистость и профиль приемистости, степень выработанности запасов на участке. Закачку проводят через нагнетательную скважину или через КНС. Растворы можно подавать на вход насосного агрегата КНС или на выход из агрегата КНС в линию высокого давления. Закачка с КНС позволяет увеличить количество обрабатываемых скважин и повысить эффективность способа.

Для закачки раствора ПАВ с ГЛБ не более 6 (этап 1) выбирают нагнетательные скважины, которые имеют неравномерный профиль приемистости. Если приемистость менее 50-100 м³/сут, то перед проведением работ проводят работы по восстановлению приемистости (используют кислотные растворы и ванны, закачку растворителей, растворов водорастворимых ПАВ и т.п.).

Закачку заявляемого раствора проводят с объемной скоростью и при давлении нагнетания, близкой к скорости закачки воды из системы ППД (отличие не более 10-40%) После закачки блокирующего состава закачивают воду из системы ППД, в количестве в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава. При этом контролируют приемистость скважины (закачку блокирующего раствора и воды) по давлению закачки (не должно превышать давления гидроразрыва пласта (ГРП)) или по расходу (если скважина оборудована расходомером) или обоими способами.

Если в ходе закачки или при переходе на закачку воды приемистость не снижается на 30% и более, то закачку останавливают на 1-3 суток, для образования в пласте за счет диффузии вязких эмульсий, или повторяют закачку раствора ПАВ с ГЛБ<6 и, затем, минерализованной воды.

Закачку раствора ПАВ с ГЛБ>10-12 в пресной воде или воде из системы ППД или в смеси кислот (этап 2), затем воды, проводят до восстановления приемистости (не менее 70-80% от исходной), обычно в течение 1-5 суток, с максимально возможной объемной скоростью при давлении нагнетания, не превышающей давление ГРП, после чего переходят на закачку с объемной скоростью и при давлении нагнетания, близкой или равной скорости закачки воды из системы ППД. При этом контролируют приемистость скважины (закачку деблокирующего раствора и воды) по давлению закачки (не должно превышать давления ГРП) или по расходу (если скважина оборудована расходомером) или обеими способами.

Если в ходе закачки приемистость не восстанавливается на 70-80%) от исходной (до обработки), то проводят повторную закачку данного раствора и воды.

Подбор ПАВ и растворителя, приготовление растворов проводят по методикам, описанным в примере 1. По результатам тестирования определяют возможность использования способа. Ниже приведены примеры, раскрывающие суть изобретения.

Пример 1. Подбор технологических растворов эмульгатора и деэмульгатора. Для приготовления растворов ПАВ с ГЛБ не более 6 (эмульгатора) и не менее 10-12 (деэмульгатора), например, марки Неонол (и их производных, например, карбоксилатов), марки ОП или аналогичных. Первоначально исследуют совместимость растворов ПАВ в минерализованной воде ППД. Образец воды из системы ППД продувается воздухом для осаждения ионов железа, затем вода фильтруется через плотную фильтровальную бумагу. Затем на подготовленной воде готовится 1% раствор НПАВ и после перемешивания оставляется в покое при пластовой температуре не менее 1 суток.

Раствор ПАВ-эмульгатора после выдержки должен быть гомогенным, не давать осадка и ПАВ не должен отслаиваться (высаливаться) из раствора, т.е. быть совместимым с минерализованной водой. Обычно раствор пригодного для использования ПАВ-эмульгатора представляет собой стабильную устойчивую дисперсию, является непрозрачным, но гомогенным.

Раствор ПАВ-деэмульгатора обычно представляет собой прозрачный (мицеллярный) раствор (раствор может быть окрашен).

Пример приготовления растворов эмульгатора. Для приготовления 1% раствора навеску ПАВ с ГЛБ не более 6, в 1 г растворяют в 99 мл воды и перемешивают 5 минут при скорости вращения мешалки не менее 300 об/мин, после чего полученную смесь исследуют по ниже описанным методикам.

Для приготовления 1% раствора ПАВ-деэмульгатора в промысловых условиях. ПАВ (с ГЛБ не более 6) в количестве 20 кг смешивают в емкости с 1980 л воды из системы ППД, перемешивают насосом до гомогенности.

Примеры приготовления растворов деэмульгатора. Для приготовления 1% раствора навеску ПАВ, с ГЛБ не менее 10-12, в 1 г растворяют в 99 мл воды из системы ППД, или пресной воды, или в растворе кислот и перемешивают 5 минут при скорости вращения мешалки не менее 300 об/мин, после чего полученную смесь исследуют по ниже описанным методикам.

Для приготовления 1% раствора ПАВ-деэмульгатора в промысловых условиях. ПАВ (с ГЛБ не менее 10-12) в количестве 20 кг смешивают в емкости с 1980 л воды из системы ППД или пресной воды или смеси кислот, перемешивают насосом до гомогенности.

Определение ГЛБ НПАВ проводят расчетным или экспериментальным путем согласно работе Шенфельд Н. Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена, Пер. с нем., Изд. 2-е., М.: Химия, 1982, 752 с.

Пример исследования способности выбранного эмульгатора образовывать с дегазированной нефтью месторождения и водой из системы ППД эмульсию.

Готовят смесь нефти и ПАВ с ГЛБ не более 6, для чего навеску ПАВ и нефти смешивают и перемешивают 3-5 минут при скорости вращения мешалки не менее 500 об. /мин. В колбу с пробкой помещают 10-30 г полученной смеси нефти и НПАВ, и 70-90 мл воды из системы ППД и слегка помешивают. После чего визуально замечают начальное количество и вид состава нефтяной фазы и оставляют в покое при пластовой температуре на 1-2 суток, не менее. В результате контакта раствора и воды должно происходить увеличение объема эмульсии (ее набухание) и изменение ее окраски с черной (цвет нефти) к коричневой (цвет нефтяной эмульсии).

Пример исследования раствора деэмульгатора. Первоначально определяют совместимость 1% раствор ПАВ-деэмульгатора с пресной или водой из системы ППД, или раствором кислот, аналогично ранее описанной методике для исследования совместимости эмульгатора с водой из системы ППД. При длительной выдержке из раствора не должен отслаиваться ПАВ, а также не должен образовываться осадок (налет на стенках пробирки).

Проверка деэмульгирующего действия раствора деэмульгатора. Раствор деэмульгатора, прошедшего проверку на совместимость с водами из системы ППД, смешивают с ранее полученной модельной набухшей водонефтяной эмульсией в объемном отношении от 1:5 до 1:10 с раствором деэмульгатора и слегка перемешивают. Если эмульсия разрушается за 5-20 минут и быстрее (нефть отслаивается), то считается что раствор деэмульгатора прошел испытание.

Фильтрационное тестирование. Готовится модель пласта, моделирующая по проницаемости поглощающие интервалы или пласты. Корпус модели пласта из нержавеющей стали (длина не менее 20 см, диаметр не менее 3 см) набивается дезинтегрированным и экстрагированным керном месторождения или при его отсутствии, кварцевым песком. Далее модель пласта с остаточной нефтью готовится по общепринятым методикам. Проницаемость моделей пласта регулируется фракционным составом песка или керна. Скорость фильтрации в опытах по моделированию ПЗП должна быть выше средней пластовой в 3-10 раз.

В подготовленную модель пласта с остаточной нефтью закачивают 0,5-1,0 порового объема (п.о.) раствора НПАВ-эмульгатора и затем ведут фильтрацию минерализованной воды в количестве не менее 2,5-3 п.о., следя за изменением проницаемости. После стабилизации перепада давления в ходе фильтрации минерализованной воды в модель пласта закачивают выбранный раствор деэмульгатора (в пресной или минерализованной воде, или в растворе кислот) в количестве 0,5-1,0 п.о., затем минерализованную воду до стабилизации перепада давления.

Действие составов на проницаемость модели пласта оценивали по изменению фильтрационного сопротивления (модели пласта):

R=(ΔPi /Qi)/(ΔP1/Q1),

где R - фактор сопротивления, ΔPi и Qi - текущие перепад давления и расход, соответственно, ΔP1 и Q1 - установившиеся перепад давления и расход флюида при фильтрации до закачки состава, соответственно.

Степень восстановления проницаемости (Q) рассчитывают по формуле:

Q=k2/k1*100%.

где k2 - проницаемость по воде после применения деблокирующего раствора, k1 - исходная проницаемость по воде.

Пример 2.

Исследование проводили по ранее описанной методике с использованием моделей пласта Арланского месторождения с остаточной нефтью. В опытах 1 и 3 проводили фильтрационное тестирование прототипа, затем закачивали минерализованную воду в количестве 3.0 п.о. Результаты исследования приведены в табл. 1.

В опытах 2 и 4 испытывали заявляемый способ. В экспериментах в модель Арланского месторождения с остаточной нефтью закачивали 0,5 п.о. блокирующего состава, то есть 1% раствора ПАВ с ГЛБ не более 6 в воде из системы ППД, затем 2,5 п.о. минерализованной воды плотностью 1100 кг/м³, 0,5 п.о. раствора с 0,5% ОП-10 в смеси кислот (5% хлористого водорода и 5% уксусной кислоты в пресной воде). Затем закачивали воду из системы ППД в количестве 2,5 п.о. Результаты исследования приведены в табл. 1.

Данные табл. 1 показывают, что предлагаемый способ по сравнению с прототипом более эффективен при блокировке проницаемых интервалов (моделей пласта) и практически также эффективен в случае более низкопроницаемых интервалов (моделей пласта), т.е. наблюдается эффективность воздействия (по сравнению с прототипом). При восстановлении проницаемости деэмульгатором в случае заявляемого способа наблюдается значительно большая эффективность по сравнению с прототипом. Таким образом, применение заявляемого способа позволит в большей степени регулировать проницаемость неоднородного пласта, особенно в случае истощенных месторождений со скважинами недостаточно высокой приемистости, что позволит сохранять темп разработки месторождения.

Пример 3.

Тестировали блокирующий (эмульсионный) ПАВ по ранее описанной методике. Результаты исследования приведены в табл. 2.

Данные табл. 2 показывают, что ПАВ с ГЛБ не более 6 образуют обратные эмульсии большего объема, что можно использовать для блокировки поглощающих интервалов пласта.

Пример 4.

Влияние концентрации ПАВ с ГЛБ менее 6 на свойства блокирующего раствора. При тестировании смесей эмульгатора, нефти и воды из системы ППД было обнаружено, что ПАВ полностью переходит в нефть. Поэтому для тестирования концентрации ПАВ с ГЛБ менее 6 были использована фильтрация растворов ПАВ в нефти. При этом использовали вариант фильтрационной методики с использованием более простых водонасыщенных моделей пласта. После насыщения моделей пласта водой и измерения их проницаемости по воды из системы ППД (фильтрация не менее 2 п.о.), закачивали оторочку раствора ПАВ (с ГЛБ менее 6) в нефти и, затем, фильтровали воду из системы ППД до стабилизации фильтрации. Результаты приведены в таб. 4.

Данные табл. 4 показывают, что по мере роста содержания ПАВ способность эмульгатора и образующейся в пористой среде эмульсии снижать проницаемость увеличивается.

Пример 5. Тестировали деблокирующий состав (деэмульсионный) по ранее описанной методике. Результаты исследования приведены в табл. 4.

Данные табл. 3 показывают, что ПАВ с ГЛБ не менее 10-12 способны разрушать обратные эмульсии, что можно использовать для деблокировки интервалов пласта.

Применение способа в нефтедобывающей промышленности позволит:

1. Повысить степень извлечения нефти из неоднородных истощенных пластов,

2. Уменьшить непроизводительную закачку воды и обводненность добываемой нефти,

3. Уменьшить потребность в применении и завозе на промысел большого количества химических реагентов и использования пресной воды,

4. Улучшить охрану окружающей среды.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. Технический результат – эффективное регулирование проницаемости неоднородного пласта истощенных месторождений с минерализованной водой с минимальным применением пресной воды, селективное увеличение проницаемости плохо дренированных интервалов пласта. В способе селективного регулирования проницаемости неоднородного пласта сначала в неоднородный пласт через нагнетательную скважину закачивают блокирующий состав - 0,02-5 мас.%-ный раствор поверхностно-активных веществ ПАВ с гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ не более 6 в минерализованной воде из системы поддержания пластового давления ППД. Затем закачивают минерализованную воду из системы ППД 1-3 сут в количестве, в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава. Если приемистость нагнетательной скважины не снизилась на 30% или более, то повторяют закачку блокирующего состава и затем минерализованной воды из системы ППД. После снижения приемистости нагнетательной скважины на 30% или более закачивают 0,01-2 мас.%-ный раствор ПАВ с ГЛБ не менее 10 в минерализованной воде из системы ППД. Затем закачивают минерализованную воду из системы ППД до восстановления приемистости не менее 70% от исходной, при необходимости операции повторяют. 4 табл., 4 пр.

Способ селективного регулирования проницаемости неоднородного пласта, заключающийся в использовании поверхностно-активных веществ ПАВ с различным гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ, отличающийся тем, что

сначала в неоднородный пласт через нагнетательную скважину закачивают блокирующий состав - 0,02-5 мас.%-ный раствор ПАВ с ГЛБ не более 6 в минерализованной воде из системы поддержания пластового давления ППД,

затем закачивают минерализованную воду из системы ППД 1-3 сут в количестве, в 3-10 раз превышающем объем блокирующего состава,

если приемистость нагнетательной скважины не снизилась на 30% или более, то повторяют закачку блокирующего состава и затем минерализованной воды из системы ППД,

после снижения приемистости нагнетательной скважины на 30% или более закачивают 0,01-2 мас.%-ный раствор ПАВ с ГЛБ не менее 10 в минерализованной воде из системы ППД,

затем закачивают минерализованную воду из системы ППД до восстановления приемистости не менее 70% от исходной, при необходимости операции повторяют.