Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ

Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида (ПАА) и сшивателя в различных методах повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ.

Одним из важнейших аспектов технологий с применением гелеобразующих композиций является кинетика гелеобразования. Композиция должна быть закачана прежде, чем образуется гель.

Известны способы воздействия на пласт, включающие композиции полиакриламида с различными видами сшивателей, техническим результатом которых является повышение нефтеотдачи пластов за счет различных технологических приемов, позволяющих закачивать композиции до начала гелеобразования. Во всех рассматриваемых случаях приготовление гелеобразующих композиций осуществляют на поверхности и закачивают в виде раствора.

Известен способ обработки нагнетательных скважин гелеобразующим составом, с помощью которого формируют потокоотклоняющий экран на достаточную глубину за счет последовательных закачек порции гелеобразующих составов (ГОС), кольматирующих составов (КС) и порций продавочной жидкости. Время начала гелеобразования первой (предыдущей) порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и порций продавочной жидкости (Патент RU 2131022, 27.05.1999). Недостатком способа является то, что не показан оптимальный размер потокоотклоняющего экрана и необходимый объем закачиваемой композиции, что может привести либо к увеличению затрат на технологию, либо к уменьшению эффективности обработки.

Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, при этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня (Патент RU 2169258, 20.06.2001). Положительным в способе является то, что закачку композиции ведут с учетом времени гелеобразования, но в способе также не показаны оптимальный размер потокоотклоняющего экрана и необходимый объем закачиваемой композиции.

Известен способ добычи нефти из неоднородных пластов с проведением изоляционных работ для выравнивания профиля приемистости нагнетательных и уменьшения водопритока добывающих скважин с помощью вязко-упругих составов на основе полиакриламида. Способ включает последовательную закачку в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия. Между оторочками полиакриламида и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды, которая позволяет регулировать время гелеобразования, причем размер оторочки воды и концентрацию полиакриламида определяют из уравнения (Патент RU 2086757, 10.08.1997). Положительным в способе является использование технологических приемов, позволяющих регулировать время гелеобразования. Недостатком способа является неэффективность технологии, т.к. гелеобразование проходит только на границе контакта полимера и сшивателя и в разбавленных растворах, концентрации в которых могут оказаться критическими для реакции гелеобразования.

Наиболее близким к заявляемому является способ выбора гелеобразующих составов на основе ПАА и сшивателя путем проведения вариантных расчетов кинетических параметров с использованием математической модели вида:

τ_г=(k,С^crit)=(М, а_г, С_р, С_сш, Т, у, pH, С_s),

учитывающих влияние на время гелеобразования системы τ_г изменения молекулярной массы М и степени гидролиза ПАА α_г, изменения концентрации ПАА С_р и сшивателя С_сш, температуры гелеобразования Т, солевого состава С_s, рН растворителя (воды) и интенсивности воздействия на систему гидродинамическими полями (градиент скорости сдвига) у (Патент RU 2180039, 27.02.2002). Недостатком данного способа является то, что в нем не учитываются параметры пласта, исходя из которых на основании лабораторных экспериментов по определению времени гелеобразования рассчитывают необходимые объемы и скорости закачки гелеобразующей композиции.

Известны экспериментальные исследования (Румянцева Е.А., Котов А.Н., Козупица Л.М., Акимов Н.И., Назарова А.К. "Обоснование выбора составов и композиций для различных технологий в нефтедобыче". Труды международного технологического симпозиума, Москва, 26-28 марта 2003 г.), где показано, что в технологиях с применением гелеобразующих композиций на основе полиакриламида определяющим является правильный выбор марки полимера с определенными молекулярными характеристиками.

На основании большого числа экспериментальных исследований полимерных гелеобразующих композиций из широкого спектра полимеров акриламида различных марок (зарубежных и отечественных) по результатам физико-химических и фильтрационных исследований авторами установлено, что для различных технологий с использованием полимерных сшивающихся систем целесообразно использовать полимеры акриламида с различными диапазонами молекулярных характеристик.

Для выравнивания проницаемостной неоднородности пласта и увеличения охвата заводнением с применением гелеобразующих составов используют медленно сшивающиеся композиции, способные проникать вглубь пласта и эффективно регулировать распределение фильтрационных потоков. Время гелеобразования композиции должно быть не меньше времени ее закачки в пласт. Применение полимеров со средним диапазоном молекулярных характеристик (молекулярной массой 3-8 млн.) дает возможность наиболее гибкого варьирования времен гелеобразования. Образующиеся на основе таких полимеров гели в пласте создают повышенные фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых зонах, достаточные для перераспределения фильтрационных потоков и подключения к разработке низкопроницаемых пропластков. Гелеобразующие композиции для изоляции водопритока должны обладать более высокими фильтрационными сопротивлениями и начальным градиентом сдвига, т.е. системы должны быть непроницаемыми для воды. Такими свойствами обладают композиции на основе полиакриламидов с молекулярной массой 0,5-3 млн.

Авторы предлагают осуществлять выбор реагентов и структурообразующих композиций на основании анализа геолого-промысловой информации (проницаемостных характеристик коллектора, температуры пласта в зоне обработки, состава и свойств пластовых флюидов), а в качестве основных критериев для выбора принимают: реологические свойства композиций, кинетику гелеобразования в условиях пласта, фильтрационные и прочностные характеристики композиций.

Однако авторы не учитывают время растворения полимера, а также протяженность гелевого экрана, который должен выдерживать действующий на него перепад давления и не приводят расчеты объема и скорости закачки гелеобразующей композиции.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал наличие нового качественного подхода в способе выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полимера акриламида (ПАА) и сшивателя, что позволяет сделать выводы о соответствии предлагаемого изобретения критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Технический результат данного изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа выбора полимерной гелеобразующей композиции для выравнивания проницаемостной неоднородности и охвата пласта с целью повышения нефтеотдачи и изоляции водопритока в добывающие скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полимера акриламида ПАА, сшивателя и воды, включающем предварительный выбор ПАА, определение характеристик указанной композиции и расчет технологических характеристик, осуществляют:

экспериментальное определение характеристик указанной композиции: времени растворения ПАА τ_раст, времени гелеобразования τ_гел, статического напряжения сдвига τ,

определение параметров пласта для конкретной скважины,

расчет следующих технологических характеристик:

начального градиента давления

для порового коллектора: ΔP/L=τ(m /2k)^0,5 и

для трещиноватого коллектора: ΔP/L=τ/1,02 b, где:

ΔР/L - начальный градиент давления, Па/м;

τ - статическое напряжение сдвига, Па;

m - пористость (б/р);

k - проницаемость, м²;

b - ширина раскрытия трещин, м,

минимального радиуса гелевого экрана, сформированного в пласте

R_э≥[Р_пл-Р_заб]/(ΔР/L), где

R_э - радиус гелевого экрана, м;

Р_пл - пластовое давление, Па;

Р_заб - забойное давление, Па,

минимального объема указанной композиции

V_ком=π(R_э+R_c)²Hm-πH m R_c ², где:

V_ком - минимальный объем закачиваемой композиции, м³;

R_э - радиус гелевого экрана, м;

R_c - радиус скважины, м;

Н - толщина пласта, м;

m - пористость пласта,

объемной скорости и времени закачки указанной композиции

Q_зак≤Q_уст,

τ_зак=V_ком/Q_зак, где:

τ_зак - время закачки указанной композиции, ч;

Q_зак - объемная скорость закачки, м³/ч;

Q_уст - максимальная производительность установки, м³/ч,

выбор композиции из условия:

время закачки меньше времени гелеобразования композиции и больше времени растворения полимера

τ_гел≥τ_зак≥τ_раст.

Для технологии выравнивания проницаемостной неоднородности в поровом коллекторе выбирают ПАА со средними молекулярными характеристиками, композиции на основе которого обладают длительным периодом гелеобразования и относительно низкими прочностными свойствами, для технологии выравнивания проницаемостной неоднородности трещиноватых коллекторов и изоляции водопритока в скважины - ПАА с низкой молекулярной массой, композиции на основе которого обладают высокими прочностными свойствами.

Для повышения прочности указанной композиции, закачиваемой в высокопроницаемый и трещиноватый коллектор, в нее вводят наполнитель, размер частиц которого соизмерим с размерами проводящих каналов.

В химических технологиях добычи нефти используют широкий спектр полимеров акриламида, различающихся по молекулярным массам и степеням гидролиза. Варьирование молекулярных характеристик и концентрации полимера в композиции позволяет подобрать оптимальный состав применительно к конкретным геолого-физическим условиям месторождений. В табл.1 приведены молекулярные характеристики и технологические свойства ряда полимеров различных марок и фирм производителей, которые применяют в различных технологиях в нефтедобыче. Как видно из табл.1, технологические свойства сильно зависят от молекулярных характеристик. Предварительный выбор полимера для технологии выравнивания проницаемостной неоднородности и увеличения охвата заводнением основан на применениии медленно сшивающихся композиций, способных проникать вглубь пласта за счет невысоких вязкостей и эффективно регулировать распределение фильтрационных потоков.

Таким образом, из имеющегося набора полимеров выбирают полимеры со средними молекулярными характеристиками (3-8 млн.). Закачиваемые композиции на основе полимеров с указанными характеристиками имеют вязкости в диапазоне 10-70 мПа^.с, что позволяет легко закачивать их глубоко в пласт, а величина статического напряжения сдвига СНС, составляющая 3-30 Па, является достаточной, чтобы сформированный в поровом коллекторе гелевый экран выдерживал действующий на него перепад давления.

Предварительный выбор полимера для водоизоляции основан на повышенных прочностных характеристиках композиций, какими обладают композиции на основе полимеров с молекулярной массой 0,5-3 млн. Величина СНС геля, образованного в трещиновато-поровом пласте, для таких композиций составляет >60 Па, что позволяет сформировать экран, обеспечивающий полную водоизоляцию.

Повышение прочности полимерного геля может быть обеспечена путем введения наполнителя в закачиваемую композицию. Наполнитель подбирают таким образом, чтобы он был либо инертен по отношению к компонентам композиции и не ухудшал качество готового геля, либо образовывал дополнительные физические связи в сетчатой структуре геля, повышая тем самым его прочностные характеристики. При этом размер частиц наполнителя должен быть соизмерим с размерами проводящих каналов. В качестве наполнителей в составе полимерных гелеобразующих композиций используют мел, алюмосиликатные микросферы, древесную муку, сапропель, тальк и другие.

Предлагаемый способ выбора гелеобразующей композиции предполагает закачку композиции в скважину в виде суспензии, а растворение полимера в композиции происходит в стволе скважины.

Для предварительно выбранных полимеров экспериментально определяют время растворения (τ_раст) на реальной закачиваемой воде или соответствующей ей модельной. Далее, на основе выбранных полимеров готовят ряд композиций, варьируя концентрациями реагентов, и определяют для них время гелеобразования (τ_гел) при температуре, соответствующей температуре пласта в зоне обработки, и статическое напряжение сдвига (τ).

В экспериментах время растворения полимера оценивают по изменению и стабилизации вязкости в процессе растворения при перемешивании механической мешалкой со скоростью не более 400 об/мин. За время растворения принимают время от начала введения полимера в растворитель до момента стабилизации вязкости.

Время гелеобразования определяют с помощью релаксометра путем определения времени релаксации (τ_рел) в полимерных композициях при интенсивных воздействиях силового поля, возникающего вследствие растяжения капли исследуемых композиций. Время релаксации определяют из соотношения τ_рел=T/S, где τ_рел - время релаксации, Т - временной интервал от момента, когда нить сформировалась, до момента ее распада (время "жизни" нити), S - предварительно определяемый коэффициент пропорциональности между τ_рел и временем жизни нити. Для полимерных композиций, содержащих сшивающий агент, время релаксации увеличивают вплоть до τ_рел→, что соответствует образованию геля.

Статическое напряжение сдвига (τ) определяют методом ротационной вискозиметрии в режиме постоянного напряжения сдвига с использованием реометра "Реогель" или аналогичного.

На основании полученных данных по времени растворения полимера и производительности установки рассчитывают время закачки и максимальную скорость закачки гелеобразующей композиции с учетом ее полного растворения при движении по стволу скважины. При этом должно выполняться соотношение:

τ_зак≥τ_раст; Q_зак≤Q_уст, где:

τ_зак - время закачки гелеобразующей композиции, ч;

τ_раст - время растворения полимера, ч;

Q_зак - объемная скорость закачки, м³/ч;

Q_уст - максимальная производительность установки, м³/ч.

Из ряда композиций, проанализированных на время гелеобразования и статическое напряжение сдвига, выбирают композицию, для которой начальный градиент давления выше депрессии, которую будет испытывать гель в условиях пласта. Причем начальный градиент давления рассчитывают из следующих соотношений:

ΔP/L=τ(m/2k)^0,5 - для порового коллектора;

ΔP/L=τ/1,02 b - для трещиноватого коллектора, где:

ΔР/L - начальный градиент давления, Па/м;

τ - статическое напряжение сдвига, Па;

m - пористость (б/р);

k - проницаемость, м²;

b - ширина раскрытия трещин, м.

На основании полученных лабораторных данных и параметров пласта рассчитывают минимальный радиус гелевого экрана из соотношения:

R_э≥[P_пл-Р_заб]/(ΔР/L), где:

R_э - радиус гелевого экрана, м;

Р_пл - пластовое давление, Па;

Р_заб - забойное давление, Па;

ΔР/L - начальный градиент давления, Па/м.

Далее рассчитывают минимальный объем композиции, необходимый для формирования гелевого экрана, по формуле:

V_ком=(R_э+R_c)²Hm-πHmR_c ², где:

V_ком - минимальный объем закачиваемой композиции, м³;

R_э - радиус гелевого экрана, м;

R_c - радиус скважины, м;

Н - толщина пласта, м;

m - пористость пласта.

Таким образом, для конкретной скважины, с учетом ее параметров и параметров пласта, на основании экспериментальных и расчетных данных выбирают гелеобразующую композицию, удовлетворяющую условию:

τ_гел≥τ_зак=V_ком/Q_зак, где:

τ_гел - время гелеобразования, ч;

τ_зак - время закачки гелеобразующей композиции, ч;

V_ком - минимальный объем закачиваемой композиции, м³;

Q_зак - объемная скорость закачки, м³/ч.

В табл.2 представлены варианты расчета на основании экспериментальных данных и геолого-промысловой информации по скважине и пласту. При расчетах во всех вариантах радиус скважины составляет R_c=0,1 м, а максимальная производительность установки Q_уст=10 м³/ч. Из табл. 2 видно, что гелеобразующие композиции на основе полимеров акриламида со средней молекулярной массой и с концентрацией 0,3-0,4% обладают статическим напряжением сдвига 3-6 Па и могут использоваться для выравнивания проницаемостной неоднородности в пластах с поровым коллектором (№1-4).

Для выравнивания неоднородности в трещиновато-поровом пласте (№5-8) с типичной шириной раскрытия трещин требуются особо прочные композиции на основе низкомолекулярных полимеров типа АК-642 с концентрацией полимера 1,7-2,0% и величиной статического напряжения сдвига 60-90 Па. В этих условиях время закачки требуемого объема композиции на основе полимеров со средней молекулярной массой типа DP9-8177 существенно превышает время гелеобразования.

Введение тонкодисперсного наполнителя - мела или микросфер - в количестве 3 мас.% увеличивает прочностные характеристики полимерных гелей на 20-35%, что приводит к уменьшению объема композиции на 30-45%.

Таким образом, предлагаемый способ выбора гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полимера акриламида ПАА и сшивателя на основании известных характеристик пласта и скважины, экспериментально определенных свойств композиции и расчета технологических характеристик позволяет для конкретной скважины подобрать композицию с оптимальными свойствами и необходимый объем закачки, что повышает надежность технологий обработки пластов гелеобразующими композициями.

1. Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полимера акриламида ПАА, сшивателя и воды, включающий предварительный выбор ПАА, определение характеристик указанной композиции и расчет технологических характеристик, отличающийся тем, что осуществляют

экспериментальное определение характеристик указанной композиции: времени растворения ПАА τ_раст, времени гелеобразования τ_гел, статического напряжения сдвига τ,

определение параметров пласта для конкретной скважины,

расчет следующих технологических характеристик:

начального градиента давления

для порового коллектора: ΔP/L=τ(m /2k)^0,5 и

для трещиноватого коллектора: ΔP/L=τ/1,02 b,

где ΔР/L - начальный градиент давления, Па/м;

τ - статическое напряжение сдвига, Па;

m - пористость (б/р);

k - проницаемость, м²;

b - ширина раскрытия трещин, м,

минимального радиуса гелевого экрана, сформированного в пласте

R_э ≥[Р_пл-Р_заб]/(ΔР/L),

где R_э - радиус гелевого экрана, м;

Р_пл - пластовое давление, Па;

Р_заб - забойное давление, Па,

минимального объема указанной композиции

V_ком=π(R_э+R_c)²Hm-πH m R_c ²,

где V_ком - минимальный объем закачиваемой композиции, м³;

R_э - радиус гелевого экрана, м;

R_c - радиус скважины, м;

Н - толщина пласта, м;

m - пористость пласта,

объемной скорости и времени закачки указанной композиции

Q_зак≤Q_уст,

τ_зак=V_ком/Q_зак,

где τ_зак - время закачки указанной композиции, ч;

Q_зак - объемная скорость закачки, м³/ч;

Q_уст - максимальная производительность установки, м³/ч,

выбор композиции из условия:

время закачки меньше времени гелеобразования композиции и больше времени растворения полимера

τ_гел ≥ τ_зак ≥τ_раст

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для технологии выравнивания проницаемостной неоднородности в поровом коллекторе выбирают ПАА со средними молекулярными характеристиками, композиции на основе которого обладают длительным периодом гелеобразования и относительно низкими прочностными свойствами, для технологии выравнивания проницаемостной неоднородности трещиноватых коллекторов и изоляции водопритока в скважины - ПАА с низкой молекулярной массой, композиции на основе которого обладают высокими прочностными свойствами

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для повышения прочности указанной композиции, закачиваемой в высокопроницаемый и трещиноватый коллектор, в нее вводят наполнитель, размер частиц которого соизмерим с размерами проводящих каналов