Способ изоляции газа в нефтяных скважинах Российский патент 2025 года по МПК E21B33/138 C09K8/493 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам изоляции притока газа в нефтяных скважинах. Для нефтяных месторождений с газовыми пропластками прорывы газа в добывающие скважины приводят к росту газового фактора, из-за чего насосная добыча нефти становится невозможной.

Известен способ изоляции газа в скважинах путем закачки самогенерирующегося пеногелевого состава [1], который получается при совмещении солевой газообразующей композиции и гелеобразующей композиции, состоящей из полиакриламида и сшивателя. По газоблокирующим свойствам данные пеногелевые составы превосходят и пенообразующие, и пенополимерные составы [2]. Тем не менее, закачка пеногелевых составов недостаточно эффективна из-за недостаточной прочности пеногелевых структур под воздействием притока газа после тампонирования.

Известна технология по ликвидации прорыва газа за счет пенных систем [3], [4], используемая в добывающих нефтяных скважинах, в том числе с горизонтальным окончанием, путем создания блокирующего экрана последовательной закачкой состава пенообразователя с последующим закреплением гелевым составом, который в пластовых условиях создаст значительные фильтрационные сопротивления поступлению газа. Однако у этой технологии довольно низкий фактор остаточного сопротивления по газу.

Для горизонтальных скважин известен способ газоизоляции путем двухстадийной закачки самогенерирующейся пеногелевой системы (ПГС) с последующей закачкой гидрогеля на основе ПАА и комплексного органического сшивателя [5] (прототип). На первой стадии используется самогенерирующаяся ПГС, состоящая из гелеобразующей и газообразующей композиций. В результате их взаимодействия за регулируемое время образуется пеногелевая структура с повышенными реологическими и фильтрационными характеристиками. Во вторую стадию обработки ПГС подкрепляется гидрогелем на основе ПАА, сшитого органическим сшивателем. При испытании способа по прототипу на скважинах Восточно-Мессояхского месторождения успешными были лишь две из трех обработанных скважин, что связано с недостаточной эффективностью газоблокирующего действия.

Стоит задача повышения эффективности способа изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах за счет повышения газоблокирующего действия пены, образующейся в результате взаимодействия прорывающегося газа с предварительно закачанной оторочкой ПАВ перед закачкой оторочек пеногеля и гидрогеля.

Технический результат предлагаемого решения заключается в повышении газоблокирующей способности, определяемой по критическому градиенту давления и остаточному фактору сопротивления.

Поставленная задача решается тем, что в способе изоляции газа в нефтяных скважинах, включающем последовательную закачку пеногелевой и гидрогелевой оторочек, согласно изобретению, предварительно закачивают оторочку пенообразующей композиции ПАВ, при этом соотношение объемов оторочек пенообразующей композиции ПАВ, пеногелевой и гидрогелевой оторочек составляет 3:5:1 соответственно, причем в качестве пенообразующей композиции ПАВ используют 2% раствор в воде состава Неонол АФ9-6, Каскад КМ, спиртовый растворитель с массовыми долями 50,7%, 25,5%, 23,8%, причем в состав спиртового растворителя входит метанол 46%, этиленгликоль 29% , диметилкарбонат 7% и вода 18%, пеногелевая оторочка содержит ПАА – 0,75%; ацетат хрома – 0,2%; нитрит натрия – 6%; хлорид аммония – 4,7%, пресная вода – остальное, а гидрогелевая оторочка содержит ПАА – 1,7%; параформ – 0,15%; резорцин – 0,05%, пресная вода – остальное. Кроме того, в состав пеногелевой оторочки добавляют 0,4% нанокремнезема. Кроме того, в состав гидрогелевой оторочки добавляют 0,4% нанокремнезема.

Механизм действия способа заключается в образовании пенной системы, возникающей при контакте газа с пенообразующей оторочкой ПАВ. Далее пенная система внедряется в пеногелевую систему. Фактически происходит проникновение мягкой пены (газ + раствор ПАВ) в твердую пену (пеногель), которые обладают повышенными реологическими свойствами. Пеногелевая оторочка, в свою очередь, подкрепляется гидрогелевой оторочкой. В результате в фильтрационном эксперименте мы фиксируем максимальные газоблокирующие свойства. Добавка нанокремнезема усиливает вязкоупругие свойства и пеногелевой, и гидрогелевой оторочек.

Пенообразующая композиция ПАВ состоит из смеси НПАВ и АПАВ в массовом отношении 2:1 в спиртовом растворителе. В качестве НПАВ могут быть использованы, например, оксиэтилированные алкилфенолы (реагенты серии АФ и ОП), оксиэтилированные спирты. В качестве АПАВ могут быть использованы алкиларилсульфонаты (самые распространенные), алкилсульфонаты (альфа-олефинсульфонаты). Главное, чтобы они образовывали пену.

Для обеспечения технического результата пенообразующая композиция закачивается в смеси растворителей, который является отходом производства поликарбонатов (в состав входит метанол 46%, этиленгликоль 29%, диметилкарбонат 7% и вода 18%). Технический результат увеличения эффективности газоблокирующего действия достигается благодаря предварительной закачке пенообразующей оторочки. Прорывающийся газ образует с оторочкой композиции ПАВ пену, которая воздействует на пеногелевую и гидрогелевую оторочки.

Пеногелевая оторочка содержит гелевую часть в виде смеси ПАА 0,75%, ацетат хрома 0,2% (50%-ный водный раствор) и газообразующую часть, состоящую из смеси NН₄Сl 4,7%, NaNO₂ 6%, остальное – пресная вода.

Гидрогелевая оторочка представляет собой смесь ПАА 1,7%, параформ 0,15%, резорцин 0,05%, остальное – пресная вода.

При этом проникающая способность пены на порядки меньше проникающей способности газа за счет ликвидации вязкостной неустойчивости газа и высоковязких тампонирующих материалов, что предотвращает образование прорыва газа и обеспечивает технический результат. В фильтрационных экспериментах, проведенных в сопоставимых условиях, способ по заявляемому техническому решению превосходит способы по прототипу и аналогу по ключевым показателям эффективности, а именно, по максимальному градиенту давления и фактору остаточного сопротивления (таблица 1).

Таблица 1. Газоблокирующая способность заявляемого способа, аналогов и прототипа

№ опыта Проницаемость, 10^-3 мкм² Последовательность закачки тампонажных оторочек Максимальный градиент давления при закачке газа после тампонирования, МПа/м Фактор остаточного сопротивления по газу абсолютная по газу фазовая по газу при неподвижных нефти и воде фазовая по газу после закачки тампонажных составов 1 10,46 0,2005 0,0015 1. Композиция ПАВ 0,3V_пор
2. Пеногель 0,5V_пор
3. Гидрогель 0,1V_пор 33,09 133,67 2 11,82 0,1261 0,00165 1. Композиция ПАВ 0,1V_пор
2. Пеногель 0,5V_пор
3. Гидрогель 0,1V_пор 27,24 76,42 аналог [1] 10,25 0,1915 0,00293 1. Пеногель 0,5V_пор 16,31 65,36 аналог [3] 11,82 0,138 0,091 1. Композиция ПАВ 0,3V_пор
2. Гидрогель 0,1V_пор 19,34 1,52 прототип [5] 10,46 0,175 0,0030 1. Пеногель 0,5V_пор
2. Гидрогель 0,1V_пор 21,33 58,33

Композиция ПАВ – 2% раствор в пресной воде состава: АФ9-6 – 50,7%; Каскад КМ – 25,5%; спиртовый растворитель – 23,8%.

Пеногель: ПАА – 0,75%; ацетат хрома – 0,2%, нитрит натрия – 6,0%, хлорид аммония – 4,7%, пресная вода – остальное.

Гидрогель: ПАА – 1,7%, параформ – 0,15%, резорцин – 0,05%, пресная вода – остальное.

Как видно из таблицы 1, заявляемый способ превосходит и прототип и аналоги за счет предварительной закачки пенообразующей композиции ПАВ. Уменьшение объема композиции ПАВ до 0,1V_пор (опыт 2) снижает эффективность газоизоляции, а увеличение объема больше 0,3V_пор нецелесообразно по экономическим соображениям. Технический результат достигается в результате последовательной закачки трех оторочек: пенообразующая композиция ПАВ, пеногель и гидрогель, которые при воздействии притока газа из пласта препятствуют его поступлению в скважину за счет своих реологических свойств.

Способ поясняется следующими примерами.

Пример 1. Реализация способа в промысловых условиях на горизонтальной скважине

На скважине проводят подготовительные работы по закачке тампонажных составов, а именно, определяют интервал газопритока, устанавливают мостовую пробку ниже интервала газопритока. В отдельной емкости готовят и закачивают 30 м³ композиции ПАВ. Для этого в пресной воде растворяют готовую композицию ПАВ, состоящую из Неонола АФ9-6 (50,7%), Каскад КМ (25,5%), спиртового растворителя (23,8%) в количестве 600 кг. Затем закачивают 1,0 м³ продавочной жидкости (пресной воды). Затем готовят пеногель в двух раздельных емкостях. В технологическую емкость 1 в режиме перемешивания цементировочным агрегатом ЦА-320 загружают нитрит натрия в количестве 3250 кг, ПАА – 400 кг, остальное – пресная вода 23,8 м³. Дозирование ПАА в емкость 1 ведут через эжектор. Во второй емкости в режиме перемешивания растворяют хлористый аммоний 2500 кг, ацетат хрома 105 кг, остальное – пресная вода 23,3 м³. Время растворения 2 часа (после полной загрузки). Закачку рабочих растворов пеногеля производят одновременно (с одинаковым расходом) при помощи двух цементировочных агрегатов ЦА-320 через тройник. При закрытом затрубном пространстве закачивают пеногель в объеме 50 м³. Во время закачки пеногеля в скважину приступают к приготовлению гидрогеля следующего состава: ПАА – 1,7%, параформ – 0,15%, резорцин – 0,05%. Для этого готовую сухую смесь полимера и сшивателей в количестве 200 кг растворяют в 10 м³ пресной воды. Время растворения гидрогеля – 2 часа. Приготовленный раствор гидрогеля закачивают в НКТ при закрытом затрубном пространстве в объеме 10 м³. После чего гидрогель продавливают в пласт технологической водой плотностью (ρ) 1,01 г/см³ в объеме 6,0 м³. Производился технологический отстой в течение 24 часов, после чего при проектной депрессии скважину запускают в работу. Результат – отсутствие притока газа.

Пример 2. Реализация способа в лабораторных условиях на фильтрационной установке

В опыте используется модель пористой среды, состоящей из трех кернов длиной 90,96 мм, диаметром 29,7 мм, с проницаемостью по газу 11,82⋅10^-3мкм². Моделируемое пластовое давление 10 МПа, температура 25°С.

Для объекта разработки на первом этапе в пористую среду с остаточной водонефтенасыщенностью осуществляется фильтрация газа (азота) в прямом направлении в количестве 3 поровых объемов до стабилизации градиента давления, при этом проницаемость составляет 0,2005⋅10^-3 мкм².

Далее поочередно в модель пористой среды в направлении, обратном первоначальному, закачиваются тампонажные составы, сначала – 0,3V_пор оторочки ПАВ, затем – 0,5V_пор пеногелевой оторочки и 0,1V_пор гидрогелевой оторочки. Остальное опыты проводятся аналогично (таблица 1). После чего производится технологический отстой системы в статике не менее 24 часов.

На заключительном этапе осуществляется фильтрация газа (азота) в прямом направлении в количестве 3 поровых объемов до стабилизации градиента давления, при этом проницаемость составляет 0,0015⋅10^-3 мкм². Критический градиент давления составляет 33,09 МПа/м.

Определяется фактор остаточного сопротивления (отношение первоначальной фазовой проницаемости по газу к фазовой проницаемости по газу после тампонирования), который составляет 133,67 (таблица 1, опыт 1).

Пример 3. Определение кратности пены и времени полураспада пены для 2% раствора композиции ПАВ

Для определения кратности пены и времени полураспада пены 2% раствор композиции ПАВ, состоящей из 2% раствора в пресной воде состава Неонол АФ9-6, Каскад КМ, спиртовый растворитель с массовыми долями 50,7%, 25,5%, 23,8% в количестве 100 мл помещают в стеклянный цилиндр объемом 250 мл. Раствор перемешивают на верхнеприводной мешалке в течение 2 мин при скорости вращения 2000 об/мин. Пенообразующую способность ПАВ оценивают по двум параметрам: по кратности пены – по отношению объема пены к объему раствора ПАВ, пошедшего на образование пены, а также по времени полураспада пены – времени, за которое объем пены уменьшается в два раза. Температура проведения эксперимента 28°С. Согласно полученным результатам, кратность пены составляет 5, время полураспада пены составляет 57 минут. Оптимальный диапазон концентрации ПАВ выбирается на основании двух параметров – кратности пены и периода полураспада.

Оптимальным диапазоном концентрации ПАВ является 1,5-2,0%. Результаты экспериментов представлены в таблице 2.

Таблица 2. Свойства пены для растворов композиции ПАВ

Номер опыта Концентрация раствора композиции ПАВ в пресной воде, % масс. Кратность пены Время полураспада пены, мин 1 0,5 3,5 53 2 1,0 4 66 3 1,5 4 76 4 2,0 5 57 5 2,5 5 47

Пример 4. Определение реологических показателей гидрогеля, состоящего из смеси ПАА 1,7%, параформ 0,15%, резорцин 0,05%; остальное – пресная вода

Определение проводится на ротационном вискозиметре Rheotest RN 5.1. Осцилляционные измерения проводятся на системе «пластина-пластина», диаметр измерительной пластины 36 мм, зазор между пластинами 1 мм. Частота 1 Гц с разверткой по напряжению τ.

Модуль упругости гидрогеля составляет 36,3 Па; модуль вязкости 21,0 Па. Значение равенства модуля упругости и модуля вязкости соответствуют значению 50,5 Па (точка кроссовера), что является пределом текучести гидрогеля. Линейный диапазон измерений составляет 27,4 Па.

Цель добавки нанокремнезема – в увеличении вязкоупругих свойств гидрогеля, которого нужно добавлять в гидрогель не менее 0,4% масс. от всего состава. Средний размер частиц нанокремнезема марки HCSIL200 – 43 нм.

У гидрогеля с добавкой 0,4% нанокремнезема марки HCSIL200 получаются следующие реологические показатели: модуль упругости 52,1 Па; модуль вязкости 24,9 Па; точка кроссовера 210,4 Па; линейный диапазон измерений 34,5 Па.

Пример 5. Определение реологических показателей пеногеля, состоящего из гелевой части в виде смеси ПАА 0,75%, ацетата хрома 0,2% (50%-ный водный раствор) и газообразующей части, состоящей из смеси NН₄Сl 4,7%, NaNO₂ 6%, остальное – пресная вода).

Модуль упругости пеногеля составляет 12,0 Па; модуль вязкости 6,5 Па; точка кроссовера 198,8 Па. Линейный диапазон измерений составляет 131,3 Па.

У пеногеля с добавкой 0,4% нанокремнезема марки HCSIL200 получаются следующие реологические показатели: модуль упругости 60,0 Па; модуль вязкости 25,5 Па; точка кроссовера 185,4 Па; линейный диапазон измерений 27,9 Па.

Приведенные эксперименты доказывают достижение технического результата заявляемого способа, в результате взаимодействия прорывающегося газа с предварительно закачанной оторочкой ПАВ образуется пена, обладающая повышенной газоблокирующей способностью, которая повышается при ее взаимодействии с пеногелевой и гидрогелевой оторочками, повышается эффективность изоляции газопроявлений в нефтяных скважинах.

Список литературы

[1]. В.А. Стрижнев, А.Т. Ахметов, А.А. Валиев, И.Р. Арсланов, Н.А. Сергеева, Л.Е. Ленченкова, Н.И. Маркин, А.В. Фахреева, А.А. Ратнер, А.Г. Телин. Самогенерирующиеся пенополимерные составы для водо- и газоизоляционных работ // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 8. – С. 35-45 – DOI: 10.33285/0207-2351-2022-8(644)-35-45.

[2]. Saifullin, E.R.; Nazarychev, S.A.; Zharkov, D.A.; Malahov, A.O.; Varfolomeev, M.A.; Yuan, C.; Zhanbossynova, S.; Zvada, M.V.; Belovus, P.N. Coreflood Testing of Gas-Blocking Agents: Selectivity in High-Heterogeneity Reservoirs and Efficiency in Low-Temperature Conditions. Energy Fuels 2023, 37, 11720–11729.

[3]. Стрижнев В.А., Арсланов И.Р., Дмитриев Ю.И., Ратнер А.А., Сергеева Н.А., Ленченкова Л.Е., Маркин Н.И., Телин А.Г. Обоснование технологии изоляции газа в нефтяных скважинах с помощью пенных, пенополимерных систем и органоминерального комплекса // Нефть. Газ. Новации. – 2021. – № 3. – С. 21-25.

[4]. Борхович С.Ю., Полозов М.В., Драчук В.Р., Шатунова К.К. Оценка перспективности применения пенных систем при разработке газонефтяных месторождений // Бурение и нефть. – 2022. – июль-август.

[5]. Д.В. Каразеев, С.А. Вежнин, В.А. Стрижнев, А.М. Левадский, А.А. Мамыкин, А.А. Олейник, А.В. Широбоков, Б.Р. Миннебаев, П.Н. Беловус, И.З. Муллагалин. Ограничение притока газа в горизонтальных скважинах Восточно-Мессояхского месторождения с помощью самогенерирующегося пенно-полимерного состава с гидрогелем // Нефтяное хозяйство. – 2024 г. – № 4. – С. 37-41.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу изоляции притока газа в нефтяных скважинах. Техническим результатом является повышение газоблокирующей способности, определяемой по критическому градиенту давления и остаточному фактору сопротивления. Заявленный способ изоляции газа в нефтяных скважинах заключается в последовательной закачке пеногелевой и гидрогелевой оторочек. При этом предварительно закачивают оторочку пенообразующей композиции ПАВ. Причем соотношение объемов оторочек пенообразующей композиции ПАВ, пеногелевой и гидрогелевой оторочек составляет 3:5:1 соответственно. В качестве пенообразующей композиции ПАВ используют 2% раствор в воде состава Неонол АФ9-6, Каскад КМ, спиртовый растворитель с массовыми долями 50,7%, 25,5%, 23,8%. В состав спиртового растворителя входит метанол 46%, этиленгликоль 29%, диметилкарбонат 7% и вода 18%. Пеногелевая оторочка содержит ПАА – 0,75%; ацетат хрома – 0,2%; нитрит натрия – 6,0%; хлорид аммония – 4,7, пресная вода – остальное. Гидрогелевая оторочка содержит ПАА – 1,7%; параформ – 0,15%; резорцин – 0,05%, пресная вода – остальное. В состав пеногелевой и/или гидрогелевой оторочки добавляют 0,4% нанокремнезема. 2 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Способ изоляции газа в нефтяных скважинах, включающий последовательную закачку пеногелевой и гидрогелевой оторочек, отличающийся тем, что предварительно закачивают оторочку пенообразующей композиции ПАВ, при этом соотношение объемов пенообразующей композиции ПАВ, пеногелевой и гидрогелевой оторочек составляет 3:5:1 соответственно, причем в качестве пенообразующей композиции ПАВ используют 2% раствор в воде состава Неонол АФ9-6, Каскад КМ, спиртовый растворитель с массовыми долями 50,7%, 25,5%, 23,8%, причем в состав спиртового растворителя входит метанол 46%, этиленгликоль 29%, диметилкарбонат 7% и вода 18%, пеногелевая оторочка содержит ПАА – 0,75%; ацетат хрома – 0,2%; нитрит натрия – 6,0%; хлорид аммония – 4,7%, пресная вода – остальное, а гидрогелевая оторочка содержит ПАА – 1,7%; параформ – 0,15%; резорцин – 0,05%, пресная вода – остальное.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в состав пеногелевой оторочки добавляют 0,4% нанокремнезема.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в состав гидрогелевой оторочки добавляют 0,4% нанокремнезема.