Совершенствование технологии ограничения водопритока в добывающих скважинах для повышения нефтеотдачи

Одним из эффективных способов изолирования водоносных горизонтов является помещение в скважину мембранного фильтра, сделанного из материала, который набухает при контакте с водой, но не с нефтью. Когда происходит выход воды, набухший материал блокирует водоносный горизонт. Изолирование водоносных горизонтов успешно применялось в нагнетательных скважинах для получения лучшего профиля направления потока [1].

         Смолы и эластомеры

         Смолы и эластомеры на фенольной, эпоксидной или фуриловоспиртовой основе могут использоваться для изоляции нефтеносных горизонтов. Они обладают достаточной физической прочностью, чтобы закупоривать разрывы, каналы и перфорации. но относительно дорогостоящи. Поэтому их закачка ограничивается 30 см от ствола скважины. Более низкие концентрации этих смол и эластомеров могут использоваться для искусственной консолидации песчаника. В качестве водоизоляционных материалов применяют различные водонабухающие полимеры и эластомеры [6]. Принцип действия данных веществ основан на их способности набухать при взаимодействии с пластовой водой.

         Неорганические гели

         Для изолирования водоносных горизонтов широко используются неорганические гели на силикатной основе. Различные варианты гелей на силикатной основе многократно применялись на месторождениях в Венгрии, Сербии, Норвегии и США. Основным способом является использование растворимого в воде силиката натрия для реакции с гелеобразующим агентом для получения геля. Силикатный раствор обычно не совместим с пластовыми водами, поскольку кремнекислый натрий мгновенно вступает в реакцию с двухвалентными ионами кальция с образованием геля. Силикатный раствор обычно не совместим с пластовыми водами, поскольку кремнекислый натрий мгновенно вступает в реакцию с двухвалентными ионами кальция с образованием геля. Два раствора закачиваются в любом порядке и разделяются инертной буферной жидкостью. Стандартным гелеобразующим агентом является сульфат аммония. Однако по этой технологии нельзя получить однородные гели для закупорки пористой среды и нельзя ввести гель глубоко в пласт. Также при использовании этой технологии понадобится несколько этапов обработки. В качестве варианта увеличения нефтеотдачи на морских месторождениях в Норвегии была рассчитана и смоделирована система глубинной закачк [3].

Гели из сетчатых органических полимеров для длительной изоляции

         В первых способах изоляции водоносных горизонтов на месторождении использовались гели из сетчатых (поперечно-сшитых) полимеров. Их применениеизолирует практически 100% водоносного горизонта. Водный полимерный раствор, содержащий кросс-линкер, закачивается в около скважинное пространство, по мере увеличения температуры раствора сшиватель (кросс-линкер) вступает в действие и образуется гель, блокирующий поры. Эти гели блокируют и воду и нефть, поэтому требуется точный расчет и изоляция горизонтов, чтобы не закупорить нефтеносные зоны. Несмотря на такие особенности, эта технология широко применяется в отрасли и показатель эффективности изоляции водоносных горизонтов составляет приблизительно 80%. Изоляция водоносных пластов полимерными гелями может осуществляться в нефтяных или газовых скважинах. Полимерный раствор (плюс сшиватель) можно либо изготовить заранее и закачать в пласт, либо закачать мономерные растворы с инициатором полимеризации, тогда полимер образуется в около скважинном пространстве, где происходит его сшивание во время остановки скважины при повышенной температуре. Обработку полимерными гелями можно совмещать с искусственной консолидацией песчаника или технологиями пароциклической обработки для стимуляции поверхностно активным веществом.

Пароциклическая обработка представляет собой процесс стимулирования, при котором раствор поверхностно-активного вещества (обычно анионный или неионный) нагнетается в одну эксплуатационную скважину, затем скважины останавливают на несколько дней, чтобы произошло пропитывание поверхностно-активным веществом, затем скважина вновь возвращается в эксплуатацию. Закачанное поверхностно-активное вещество может вымыть остаточную нефть в контакте с поверхностно-активным веществом в околоскважинном пространстве. Кроме того, поверхностно-активные вещества, введенные в карбонатный коллектор, могут впитываться карбонатной матрицей с изменением матрицы с гидрофобной на гидрофильную и вывести целики нефти в пласте, образовавшиеся вследствие обхода потока нагнетаемой воды. Обработку полимерными гелями также можно применять в комбинации с цементоподобными твердооседающими материалами или с несцементированными твердыми частицами для лучшего выравнивания профиля приемистости сильнообводненных скважин [7].

         Гели на основе вязкоупругого поверхностно активного вещества

         Системы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества (ПАВ), образующие вязкие пробки, используются для изоляции водоносных и газоносных горизонтов [4]. Эти системы могут включать в себя рассол, усилитель вязкости, вязкоупругое поверхностно-активное вещество и, опционально, стабилизатор для высокотемпературных режимов применения. К используемым вязкоупругим поверхностно-активным веществам относятся неионные, катионные, афготерные и цвиттерионные поверхностно-активные вещества. Предпочтительным классом являются аминооксидные вязкоупругие ПАВ, поскольку они могут обладать большей гелеобразующей способностью на единицу массы, что делает их более экономически выгодными, чем другие флюиды такого типа. Предпочтительными стабилизаторами являются оксид магния, оксид Ti(IV) и оксид алюминия. Химический метод изолирования водоносных горизонтов при гидроразрыве пласта заключается в использовании особых вязкоупругих анионных ПАВ, которые являются блокировщиками избирательной проницаемости. Вязкоупругие анионные поверхностно-активные вещества создают в присутствии катионов гели, снижающие вязкость при сдвиге, эти гели легко закачивать и они просачиваются в пористые, проницаемые породы. Примером вязкоупругого ПАВ является семейство алкилсаркозинатов [8]. При контакте с углеводородами происходит разрушение геля, что значительно понижает вязкость. При этом освобождаются только поры с остаточной углеводородонасыщенностыо, они очищаются и сильно смачиваются. И наоборот, поры с высоким влагонасыще- нием остаются закупорены гелем [2].

Борьба с водопритоками при помощи микрочастиц

         Принцип использования твердых частиц для изоляции водо-притока известен давно, но такая технология нечасто используется на месторождении. К примеру, имеется патент на использование твердых шариков водорастворимого полимера, образованного в условиях пласта из нефтеводяной эмульсии мономеров, таких как дивинилбензол и стирол и инициатор полимеризации. Пластмассоподобные твердые шарики проникают в более проницаемую пластовую зону и останавливают поток флюида. Эмульсию также можно использовать до начала потока углекислого газа во время контроля профиля.

Полимеры, набухающие в воде

         Набухающие в воде полимеры обладают способностью образовывать гелевые массы, которые сопротивляются нежелательному потоку флюида в пласте. Получаемые гелевые массы легко проникают в разрывы подземного пласта, если обладают подходящим размером. Размер этих гелевых масс зависит от размера частиц сухого полимерного материала перед гидратированием. Эти свойства позволяют частицам гелеобразного полимера упаковываться в поры пласта, тем самым создавая герметизирующие уплотнения в пласте. Набухающие в воде полимеры можно закачивать в рассоле, а набухание можно замедлять увеличением концентрации соли. Получение такого результата не гарантировано. Улучшенная технология подразумевает использование размещающей жидкости, которая имеет кислую водную фазу[3]. Набухающий в воде полимер не полностью набухает в кислой водной фазе. Кислота действует только в скважине, поэтому набухающий в воде полимер будет набухать в пласте. Также можно использовать эмульсию с нефтяной внешней дисперсной средой, имеющую внутреннюю кислую водную фазу. Предпочтительнее, чтобы сначала разрушилась эмульсия с внешней нефтяной дисперсной средой, а затем нейтрализовалась кислота, содержащаяся во внутренней водной фазе, и только после этого начинал набухать полимер [5].

Современные технологии изоляции водоносных горизонтов (нагнетание полимера)

         Целый ряд растворимых в воде полимеров при сшивании может образовывать твердые гели [6]. Большинство современных технологий изоляции водоносных горизонтов гелями из сшитых полимеров используют готовые полимеры, которые сшиваются и превращаются в гель при повышенных температурах в пласте. Полисахариды или биополимеры, сшитые при высоком pH ионами бората и/или сшивателями на основе оксидов металла, заявлены в качестве гелеобразующих агентов для избирательной закупорки (реагент, предотвращающий уход кислоты в проницаемую часть пласта) при изоляции водоносных горизонтов. Время гелеобразования можно регулировать изменением концентрации сшивателя или нагнетанием промывочной жидкости для охлаждения пласта. Обычно полимеры характеризуются очень высокой молекулярной массой (миллионы дальтонов). Полиакриламид имеет нейтральные амидные боковые группы и его сшивание затруднено. Частично гидролизованный полиакриламид РНРА содержит карбоксилатные группы в форме акрилатных мономеров. Процентное содержание карбоксилатных групп может меняться от 0 до 60%. Эти группы карбоновых кислот могут сшиваться при повышенных температурах с использованием различных органических соединений или трехвалентных или четырехвалентных ионов металла[6].

Основные выводы

Наиболее распространенными технологиями изолирования водоносных горизонтов является механическое изолирование, закачка цемента под давлением и обработка полимерными гелями, которые требуют разобщения пласта. Обработка распределителем неравномерной проницаемости (DPR) или модификатором относительной проницаемости (RPM) может использоваться в качестве альтернативы обработке с разобщением пласта.

Применение органического полимерного геля позволяет получить хорошее проникновение, и действие такой обработки может продолжаться несколько лет. Однако еще более эффективной является комплексная обработка (цемент/полимерный гель).

Список используемой литературы

  1. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин : РД 153-39.0-069-0: утв. М-вом энергетики Рос.Федерации 09.02.01 // Справочно-правовая система «Гарант»: [Электронный ресурс] / НПП «Гарант-Сервис». – Послед. обновление 27 июля 2011 г.
  2. Новая прорывная технология выравнивания профиля приемистости AC-CSE-1313/ Фахретдинов Р.Н., Якименко Г.Х., Мавлиев А.Р., Сидров Р.В., Павлишин Р.Л. // Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (российский и мировой опыт): всероссийская научно-практическая конференция. 26-27 мая 2016. с 266-272.
  3. A. Kalgaonkar. A. Sabhapondit. and A. S. Aldridge. U.S. Patent Application 20130000900.
  4. С. Kayser. G. Botthof. К. Н. Heier, A. Tardi, М. Krull, and М. Schaefer. U.S. Patent Application 20060019835, 2006.
  5. Келланд М.А, Промысловая химия в нефтегазовой отрасли(Перевод с английского языка 2-го издания под редакцией Л. А. Магадовой)// М.А Келланд, - СПБ, 2015-  606с.
  6. Vasquez, L. Eoff, D. Dalrymple, and J. van Eijden, “Shallow Penetration Particle-Gel System for Water and Gas Shutoff Applications,” SPE 114885 (paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver. CO. 21-24 September 2008).
  7. Di Lullo, A. Ahmad, P. Rae, L. Anaya, and R. Ariel Meli, “Toward Zero Damage: New Fluid Points the Way," SPE 69453 (paper presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, 25-28 March 2001).