Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам

Изобретение относиться к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине с использованием гелеобразующих составов. В способе селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине закачиванием гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при следующем соотношении компонентов, в мас.%: пентагидроксохлорид алюминия 3-6, поли-акриламид 0,25-0,5, карбамид 7-14, вода - остальное. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта. 2 ил., 4 табл.

 

Изобретение относиться к нефтедобывающей промышленности, в частности к использованию гелеобразующих составов возникающих in-situ при введении полимер-коллоидных комплексов в продуктивный пласт через добывающие скважины.

В основе подавляющего большинства методов увеличения нефтеотдачи пластов лежит заводнение. Прорыв закачиваемых и пластовых вод по зонам с высокими фильтрационными характеристиками приводит к образованию промытых участков, через которые в дальнейшем фильтруется вода, обходя низкопроницаемые нефтесодержащие участки продуктивного пласта. При этом доля извлекаемой из пласта нефти снижается, а степень обводненности ее увеличивается.

Известны способы и применяемые реагенты для повышения нефтеотдачи пластов, сущность которых сводиться к закачиванию в пласт реагентов, образующих в высокообводненном пропластке гидроизолирующий экран, препятствующий проникновению воды в добывающие скважины [Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы при заводнении. РОИНГ. Самара. 2002].

Однако у большинства из них имеются существенные недостатки, такие как дороговизна используемых реагентов, ухудшение экологической обстановки в грунтовых и поверхностных водах, плохая технологичность и малая долговечность образованных защитных экранов. Прогрессивным методом селективной водоизоляции пластов является использование гелеобразующих составов органической, неорганической или смешанной органоминеральной природы.

Известны гелеобразующие составы на основе полиакриламида и сшивателей - солей трехвалентного хрома [пат. 2180039 РФ, кл. Е21В 43/22, 2002], для которых время гелеобразования предварительно рассчитывается по математической модели, описывающей поведение системы полиакриламид -хромокалиевые квасцы - минерализованная вода. Это время должно быть больше времени закачки композиции в скважину.

Однако при этом необходимо учитывать много параметров (молекулярная масса полиакриламида, степень его гидролиза, концентрации полимера и сшивателя, температура и рН среды, пористость и проницаемость породы и др.), определить кинетические параметры процесса гелеобразования. Кроме того, недостатком состава является присутствие в нем солей хрома, являющихся высокотоксичным компонентом.

Известны способы добычи нефти с проведением изоляционных работ с помощью смеси раствора полиакриламида и сшивателя - соли алюминия [Сургучев М.Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра. 1993]. Соли алюминия дешевы и экологичны, однако скорость сшивки полиакриламида алюминием гораздо выше, чем сшивка хромом, что приводит к сложности регулирования времени гелеобразования. Кроме того, для обоих составов характерен еще один недостаток: высокая солевая и механическая деструкция полиакриламида, что приводит к снижению прочности геля и быстрому вымыванию его из пропластка.

Известен неорганический гель, используемый для гидроизоляции промытых зон пласта: а именно, гель гидроксида алюминия, который образуется при взаимодействии с пластовой водой сульфата алюминия [Ибрагимов Г.Э, Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра. 1983] или при закачке в пласт алюмосодержащих отходов [А. с.1550107 СССР, кл. Е21В 43/22].

Однако образующийся гель обладает малой прочностью и адгезией к породе пласта и вследствие этого недостаточно эффективен. Известен способ разработки нефтяных месторождений путем его заводнения с закачкой водного раствора хлорида или нитрата алюминия, при этом к раствору добавляют карбамид [Заявка 93007659 РФ, 1995]. Вместо солей алюминия предложено использовать также алюмосодержащие отходы нефтехимических производств [Пат. 2120544 РФ, кл. Е21В 43/22, 1998].

Однако способ требует строгой последовательности технологических приемов, сопровождается выделением большого количества тепла и газообразного хлористого водорода и недостаточно эффективен. Кроме того, использование алюмосодержащих отходов химических производств несет в себе опасность загрязнения пластовых и поверхностных вод высокотоксичными органическими веществами.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, в котором для изоляции водопритока к скважинам используется состав, содержащий хлористый алюминий с концентрацией 0,4-17,0 мас., карбамид с концентрацией 1,5-30,0 мас., полиакриламид с концентрацией 0,5-2,5 мас., так чтобы вязкость состава была не менее η>10·10^-3 Па·с, и воду до 100%. Исходный состав закачивают в промытые зоны пласта, где под действием высокой температуры образуется гель гидроксида алюминия, вязкость среды при этом возрастает, что приводит к «затуханию» фильтрации флюида через высокопористую зону (Пат. 2076202 РФ, кл. Е21В 49/22, опубл.27.03.97.)

К недостаткам данного способа относятся следующие:

во-первых, реакция гидролиза карбамида, приводящая к повышению рН раствора и образованию геля гидроксида алюминия протекает при 90°С. Известно также, что снижение температуры на каждые 10°С приводит к увеличению времени гелеобразования в 2-3 раза. Даже 36 часов, предусмотренных в данном способе для образования геля, являются большим периодом, в течение которого скважина должна быть выведена из основного технологического цикла;

во-вторых, исходная закачиваемая композиция имеет рН 3,4 и в случае карбонатного коллектора может привести к нарушению протолитического равновесия в породе пласта и негативным последствиям в проницаемости и фильтрационных характеристиках последнего;

в-третьих, образующийся гель гидроксида алюминия является полидисперсной системой с невысоким и неравномерным сцеплением с породой пласта, введение же полиакриламида хотя и способствует улучшению адгезионных характеристик, однако в целом возникающая система является свободно-дисперсной и способна к постепенному вымыванию из коллектора нагнетаемой или пластовой водой;

в-четвертых, гидроизолирующий эффект данной композиции является недостаточно высоким, о чем говорят данные по перераспределению потоков нагнетаемой воды через заполненные керновым материалом колонки до и после их обработки предлагаемым составом. Максимальная достигаемая величина составляет 55 при очень высоком содержании композиции в растворе (30% карбамида, 17% AlCl₃ и 2,5% полиакриламида), что является экономически не выгодно. При меньших содержаниях реагента (19,1% и 2,4%) фильтрация воды снижается всего в 8-12 раз.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов за счет снижения обводненности добываемой продукции путем селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах.

При реализации предлагаемого способа получают следующий технический результат:

во-первых, гелеобразующая композиция на основе пентагидроксохлорида алюминия (ПГХА) имеет более высокое значение рН (4,5-5,5) по сравнению с композициями на основе хлорида алюминия (рН 3,4), поэтому будет оказывать меньшее негативное влияние на карбонатный коллектор и малое коррозионное воздействие на оборудование добывающих скважин;

во-вторых, устойчивый долгоживущий гель образуется при относительно невысоких температурах (70°С и менее) за относительно короткий промежуток времени (6-8 часов), достаточный для достижения исходного раствора изолируемых зон коллектора;

в-третьих, при взаимодействии ПГХА с полиакриламидом в исходном растворе практически мгновенно образуется полимер-коллоидный комплекс (ПКК), а вводимый в процессе приготовления исходного раствора карбамид не влияет на данный процесс. Образующийся же гомогенный раствор имеет невысокую вязкость (˜20 мПа·с) и легко закачивается в скважину обычным насосным оборудованием;

в-четвертых, гидролиз карбамида и вызываемый им гидролиз соли алюминия происходит по обычному механизму в пластовых условиях [Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи пластов с высокой температурой / Нефтяное хозяйств. 1995. №4, с.36-38], однако в системе уже присутствует гель полимер-коллоидного комплекса, в результате чего возникает устойчивая дисперсная система «гель в геле»(комбинированный гель), отличающаяся высокой прочностью и стойкостью к вымыванию;

в-пятых, комбинированный гель отличается высокой гидрофильностью и сродством к водонасыщенным пропласткам, что приводит к прочному закреплению его на этих участках, одновременно он обладает малой адгезией к низкопроницаемым нефтенасыщенным слоям пласта и практически не изменяет их проницаемость, что определяет селективный эффект данной композиции, приводящий к повышению нефтеотдачи пласта.

Поставленный технический результат достигается тем, что в способе селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине закачиванием гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при следующем соотношении компонентов в мас.%:

пентагидроксохлорид алюминия	3-6
полиакриламид	0,25-0,5
карбамид	7-14
вода	остальное

Указанный состав в пластовых водах превращается в комбинированный гель, в котором амфотерный гель гидроксида алюминия распределен в сетчатой структуре геля полимер-коллоидного комплекса, что приводит к его упрочнению и стойкости к вымыванию из водонасыщенной зоны пласта.

Селективность изоляции достигается за счет того, что в водонасыщенной части коллектора происходит закрепление образовавшегося долгоживущего геля, а из нефтенасыщенной части практически весь гель вымывается. При этом создаются условия для работы скважины с повышенными депрессиями, что способствует более полному извлечению нефти.

Полимер-коллоидный комплекс получают путем смешения 0,1-1% водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при мольном отношении Al³⁺: звено полиакриламида равном (2-4):1 при температуре 20-30°С. Причиной образования полимер-коллоидного комплекса является межмолекулярное взаимодействие полимерных гибких цепей полиакриламида с поверхностью коллоидных частиц пентагидроксохлорида алюминия. Прочность подобных комплексов объясняется кооперативным (суммированным) характером такого взаимодействия и связана с полимерной природой частиц пентагидроксохлорида алюминия. В отличае от него другие соли алюминия или низкоосновные хлориды алюминия не способны к образованию прочных поликомплексов [Новаков И.А., Радченко Ф.С., Паписов И.М. / Высокомолекулярные соединения. 2003. т.4б. №8. с.1340].

Высокая устойчивость и селективность изоляции водопритока предлагаемого геля объясняется комбинированным характером гелеобразования, заключающегося в том, что при приготовлении исходной композиции при смешивании водных растворов ПГХА и полиакриламида практически мгновенно возникает полимер-коллоидный комплекс, представляющий собой дисперсную систему с равномерно распределенной макромолекулярной сеткой физических связей - гель. В силу малой концентрации дисперсной фазы гель обладает текучестью и невысокой вязкостью, не препятствующей доставке его к водонасыщенным зонам пласта. В пластовых условиях за счет повышения рН при гидролизе карбамида, присутствующего в составе композиции, образуется аморфный гель гидроксида алюминия. При этом природа физических связей частиц гидроксида алюминия с макромолекулами полиакриламида остается та же. В результате возникает упрочненная структура «гель в геле». За счет высокой гидрофильности фрагментов полимер-коллоидного комплекса (гидроксидные группы алюминия и амидные группы полиакриламида) гель прочно закрепляется на поверхности породы в водонасыщенной части пласта и, напротив, обладает малой адгезией к нефтенасыщенным зонам пласта, что и определяет его селективность в изоляции водопритока.

При этом, чем более насыщен водой пласт, тем прочнее закрепляется в нем гель, в связи с чем требуется варьирование концентрации гельобразующих компонентов в составе закачиваемой композиции. В более проницаемых участках с большим водонасыщением в составе должно быть до 6 мас.% пентагидроксохлорида алюминия и до 14 мас.% карбамида. В низко проницаемых зонах, исходя из экономических соображений, достаточно использовать состав с 3 мас.% пентагидроксохлорида алюминия и 7 мас.% карбамида (пример 4). Количество полиакриламида определяется его мольным отношением к соли алюминия, которое должно составлять 1:2, что выражается в массовом содержании как 0,25-0,5%.

Пример 1

В этом примере обусловлено влияние природы соли алюминия на микроструктуру аморфного геля гидроксида алюминия, образующегося при гидролизе соли алюминия в присутствии карбамида. Способность геля к водоизоляции пластов зависит от их микроструктуры, т.е. от формы, размеров и взаиморасположения коллоидных частиц гидроксида алюминия, а также от толщины разделяющих их жидких прослоек. При больших расстояниях и высокой полидисперсности частиц геля в системе возникают малопрочные структуры, способные к пептизации и синерезису, что скажется на долговечности геля и его фильтрационных характеристиках при течении флюидов через промытые участки нефтепласта. В связи с этим был исследован дисперсный состав геля гидроксида алюминия с помощью моторизованного микроскопа Olimpus-BX-61c в проходящем свете с фиксацией микроструктуры с помощью цифровой камеры микроскопа ДП-12. Определение размеров, числа и формы частиц проводили прямым измерением с помощью программного обеспечения Analysis методом счета. Для расчета дисперсионных характеристик гелей гидроксида алюминия использовали формулы:

средний размер частиц для каждой фракции:

где х - цена деления сетки;

m - целое число делений для данной фракции.

Основные гидродинамические характеристики:

среднечисловой радиус:

среднемассовый радиус:

где n_i - число частиц данной фракции с радиусом r_i;

Σn_i - суммарное число частиц в системе.

Для монодисперсной системы r_n=r_m,

для полидисперсной системы r_n>r_m,

коэффициент полидисперсности K_n=r_n/r_m.

На фиг.1, 2 приведены микрофотографии структуры геля гидроксида алюминия, образующегося при гидролизе ПГХА (Фиг.1) и AlCl₃ (Фиг.2), а в таблице 1 представлены дисперсионные характеристики гелей.

Таблица 1 Дисперсионные характеристики исследуемых гелей, образованных при гидролизе соли алюминия в присутствии карбамида (КА)
Соль Al	гп·106,м	гm·106,м	Коэффициент полидисперсности	Наиболее вероятный размер, гп·106, м
ПГХА	17,6	18,0	0,98	22,5
AlCl3 (прототип)	15,6	22,8	0,68	22,4

Как следует из представленных данных, гели, полученные из ПГХА приближаются к монодисперсным и имеют более плотную упаковку частиц дисперсной фазы, чем гели на основе AlCl₃.

Пример 2

В этом примере обусловлена зависимость фильтрационной способности модели пласта от состава гелеобразующей композиции, в которой в условиях пласта при повышенных температурах и рН протекают физико-химические процессы, сопровождающиеся образованием дисперсной системы гидроксида алюминия в результате гидролиза соли алюминия - пентагидроксохлорида алюминия в соответствии с уравнением:

Al₂(ОН)₅Cl+Н₂O→2Al(ОН)₃↓+HCl

Водоизоляционные свойства гелей гидроксида алюминия были исследованы на насыпной модели пласта в виде слоя кварцевого песка, как одного из природных пластов терригенных осадочных пород, входящих в состав нефтенасыщенных коллекторов. В качестве основного параметра, оценивающего влияние на водоизоляционные свойства гелей гидроксида алюминия была использована проницаемость. Проницаемость - способность пористого тела, пронизанного множеством капилляров, пропускать через себя жидкости, в данном случае воду. Исследование водоизоляционных свойств гелей гидроксида алюминия проводили в стеклянной колонке с обогреваемой рубашкой, в которой с помощью термостата поддерживали необходимую температуру. Песок предварительно фракционировали с помощью сит и использовали фракцию с размером зерен 0,32 мм. Все эксперименты проводили при температуре пласта Т=75°С. В колонку заливали раствор композиции и после образования геля во всем объеме колонки снизу через кран отбирали воду в измерительный цилиндр, одновременно подавая воду в колонку сверху через капельную воронку со скоростью, обеспечивающей постоянный уровень жидкости над песком.

Фильтрация воды через модели с гелем подчиняется известному соотношению для вязкопластических тел с предельным (начальным) градиентом давления G:G=ατ_s/(k)^0.5, где

α - безразмерная константа;

k - проницаемость пористой среды.

Частицы геля гидроксида алюминия способны перемещаться в пористой среде (кварцевом песке) и, следовательно, принимать участие во всех гидродинамических процессах, происходящих в пласте.

Так как процесс водоизоляции осуществляется в пористой среде пласта, то гель гидроксида алюминия, являющийся тиксотропным псевдопластическим телом коагуляционной структуры, снизит фазовую проницаемость породы по жидкости за счет адсорбции частиц геля в пористой среде.

В таблице 2 приведено время истечения воды через засыпку, обработанную различными композициями.

Таблица 2 Фильтрационные характеристики модели пласта, обработанной различными композициями.
Композиции	Время фильтрации воды через необработанную модель, мин	Время фильтрации воды через обработанную модель после образования геля, мин	Проницаемость модели, мкм2
ПГХА+КА+ПАА	1,1	94	6,54
AlCl3+КА+ПАА (прототип)	1,0	20	30,76

Из данных таблицы следует, что время фильтрации воды чрез слой кварцевого песка после образования в нем геля резко увеличивается. Для AlCl₃ скорость фильтрации падает в 20 раз, для ПГХА же - в 96 раз. Коэффициент проницаемости среды снижается соответственно в 20 раз для геля на основе AlCl₃ и в 85 раз - для ПГХА.

Пример 3

В этом примере обусловлена зависимость устойчивости геля от времени эксплуатации. Условия эксперимента аналогичны примеру 2. Образовавшийся гель из композиции (ПГХА+КА+ПАА) выдерживали в модельной установке в течение длительного времени (45 дней) в стационарном состоянии, периодически пропуская через засыпку воду и измеряя скорость ее течения (таблица 3).

Таблица 3 Результаты исследования устойчивости геля во времени.
Количество дней после образования геля из композиции (ПГХА+КА+ПАА)	3	6	9	12	22	26	35	37	40	45
Время истечения 100 см3 воды через обработанную модель, час	1,5	2,5	6,3	7,2	7,5	7,7	8,1	8,2	8,4	8,5

Из данной таблицы следует, что в геле не происходят разрушающие его процессы (синерезис или пептизация), гель упрочнятся, а изолирующие свойства его возрастают.

Пример 4

В этом примере обусловлено экспериментальное исследование гелеобразующих составов для селективной водоизоляции. Состав композиции: ПГХА - 3,0 мас.%, КА - 7,0 мас.%, ПАА - 0,25 мас.% вода - 89,75%. Исследования влияния гелеобразующих растворов на проницаемость породы, насыщенной пластовыми флюидами (нефть, пластовая вода), проводились на установке УИПК. Для проведения исследований были отобраны образцы из добывающих скважин месторождений с карбонатным коллектором. Предварительная подготовка (экстрагирование, сушка) осуществлялась согласно с ОСТ 39-195-86. Керновый материал был разделен на две группы для моделирования водонасыщенной и нефтенасыщенной зоны пласта.

В качестве пластовых флюидов использовалась вода и нефть, отобранные из отложений верхнего девона в вышеуказанных скважинах. Подготовка пластовых флюидов осуществлялась согласно с ОСТ 39-235-89. При проведении экспериментальных исследований моделировались термобарические условия: пластовое давление 31 МПа и температура 76°С. Подготовка образца проводилась путем насыщения его пластовой жидкостью (нефть или пластовая вода) для моделирования одной из зон с последующим замером основных емкостных параметров (пористости и объема пор). Определялась абсолютная проницаемость по исследуемому флюиду при поддержании пластовых условий. Затем в водо - или нефтенасыщенный образец осуществлялась закачка гелеобразующей композиции в виде 10%-ного водного раствора при избыточном давлении 10-15 МПа в количестве одного порового объема с последующей выдержкой в течение 24 часов при поддержании пластовых давлении и температуры, после чего проводился замер проницаемости по пластовой жидкости (нефть или вода). На заключительном этапе определялась устойчивость геля к вымыванию из породы путем обратной прокачки исходной пластовой жидкости (нефть или вода) 10-15 поровых объемов керна с последующим замером проницаемости по данному флюиду в прямом направлении.

При осуществлении процесса промывки (устойчивость геля к вымыванию) перепады давления составляли на нефтенасыщенных образцах 18,8-21,9 МПа, а на водонасыщенных 0,5-1,1 МПа, что обусловлено составом пластовых нефтей, взятых для испытаний, как высокосмолистые и высокопарафинистые. Результаты экспериментальных исследований приведены в таблице 4 (№ образцов 1 и 1а).

Таблица 4 Результаты экспериментальных исследований влияния состава гелеобразующей композиции на фильтрационные свойства породы нефтенасыщенного пласта.
Номер образца	Пласт	Глубина отбора керна, м	Состав ком- пози-ции, мас.%	Пористость Кп, %	Моделируемая зона насыщения	Коэффициент проницаемости Кпр, 10-3 мкм2	Перепад давления при "промывке", ΔР МПа	*Эффект гидроизоляции, %
исходная	после закачки геля	после вымывания геля
1А	D3fm-III	2337,0-3237,2	ПГХА-3 КА-7 ПАА - 0,25 вода - ост.	13,1	водонасы-щенная	33,640	0,034	0,084	1,1	99,90/99,75
1		10,22	нефтенасы-щенная	0,060	0,014	0,045	27,5	76,6/25,00
2А		3293,0-3293,8	ПГХА-6 КА-14 ПАА-0,5 вода - ост.	16,1	водонасы-щенная	939,34	0,098	0,147	0,5	99,99/99,98
2	14,8	нефтенасы-щенная	28,31	0,13	0,19	1,4	99,5/99,30
*в числителе - после закачки гелеобразующей композиции; в знаменателе - после «вымывания» геля

Пример 5.

Проводится аналогично примеру 4, но с составом композиции ПГХА - 6,0 мас.%, КА - 14,0 мас.%, ПАА - 0,5 мас.% вода - остальное. Результаты исследования приведены в таблице 4 (№ образцов 2 и 2а).

Экспериментальные данные, приведенные в таблице 4, показали существенное снижение проницаемости по воде при обработке как низкопроницаемой (1 и 1а), так и высокопроницаемой (2 и 2а) породы гелеобразующей композицией (по отношению к исходной в 1000 раз). Гелеобразующий состав на основе хлорида алюминия - карбамид - полиакриламид (прототип) снижает проницаемость по воде в 12-55 раз. Анализ способности удержания геля в породе показал незначительное увеличение проницаемости в 1,5-2,5 раза, на основании чего можно сделать вывод о хорошей устойчивости геля к вымыванию.

В конечном итоге обработка водонасыщенной зоны составом: ПГХА - 3-6 мас.%, КА - 7-14 мас.%, ПАА - 0,25-0,5 мас.%, остальное вода, дает снижение проницаемости в результате кольматации в 400 раз, т.е. эффект гидроизоляции составляет 99,3%.

Способ селективной изоляции водопритока к добывающей нефтяной скважине закачиванием гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, отличающийся тем, что в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия, при следующем соотношении компонентов, в мас.%:

пентагидроксохлорид алюминия	3-6
полиакриламид	0,25-0,5
карбамид	7-14
вода	остальное