способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам

Формула изобретения

Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам, включающий закачивание гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, отличающийся тем, что в качестве соли алюминия используют твердый пентагидроксихлорид алюминия ПГХА-Т, содержащий в своем составе низкомолекулярный электролит - хлорид магния, а при смешении ПГХА-Т и карбамид в соотношении 1:0,5 до 1:4 смешивают с 0,3%-ным водным раствором полиакриламида - ПАА при содержании ПАА в составе 0,35-0,5 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к использованию гелеобразующих составов, возникающих in situ при введении полимер-коллоидных комплексов в продуктивный пласт, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов и изоляции обводнившихся добывающих скважин.

Известны составы из различных химических реагентов, в том числе и полимерные, образующие в высокообводненных пропластках суспензии дисперсных частиц, или вязко-упругие, или гелеобразные системы, закупоривающие промытые каналы и подключающие таким образом нефтенасыщенные зоны к разработке [Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы при заводнении. РОИНГ, Самара. 2002].

Однако у большинства из них имеются существенные недостатки, такие как недостаточная эффективность и большая концентрация в закачиваемых растворах дорогостоящих реагентов, использование экологически небезопасных сшивающих агентов, быстрая потеря вязкопластических свойств в высокоминерализованных пластовых водах и др. Прогрессивным методом селективной водоизоляции пластов является использование гелеобразующих составов с использованием водорастворимых полимеров.

Известен состав, закачиваемый в пласт, включающий смесь анионного полимера и соли поливалентного металла в водном растворе [Пат. РФ 2215870. Кл. 6 Е21В 43, опубл. 2003], образующий дисперсную систему с малыми размерами частиц в капсулированной форме.

Недостатком данного состава является низкая концентрация дисперсной фазы, ее невысокая эффективность в высокопроницаемых зонах пласта.

Известен способ разработки неоднородного пласта, состоящий в закачке в пласт дисперсии коллоидных частиц полимера и сшивающего агента в виде соли поливалентного металла [Пат. РФ 2167981. Кл. 6 Е21В 43/22, опубл. 2001].

В результате реакции между компонентами возникает сшитая полимерная система пространственного строения. Такая система исключает при необходимости удаление гелеобразующей композиции из ствола скважины (например, в случае преждевременного образования сшитого гидрогеля). Кроме того, использование в качестве сшивающего агента солей хрома, способного окисляться в высокотоксичную форму Cr⁺⁶ , накладывает серьезные экологические ограничения на данную композицию.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта путем закачки дисперсий коллоидных частиц (гидрогеля), образованных за счет внутримолекулярной сшивки полиакриламида или полисахарида, или эфира целлюлозы полиоксихлоридом алюминия, что приводит к изменению фильтрационных характеристик и нефтедобывающих параметров неоднородного пласта, а также к повышению технологичности и экологичности способа [Пат. РФ 2298088, Е21В, С09К. Опубл. 2007].

Недостатком данного способа является то, что состав закачивается в нагнетательную скважину не в виде раствора, а в форме суспензии порошка полимера и раствора полиоксихлорида алюминия. Возникающая суспензия представляет собой свободнодисперсную систему с широким диапазоном размеров частиц 0,1-5,0 мкм. В силу этого она действует чисто механическим закупориванием каналов определенного размера и не обладает селективностью к водонасыщенным и нефтенасыщенным зонам. Такие системы отличаются невысокой прочностью и малой устойчивостью к вымыванию. Кроме того, данный способ относится к нагнетательным скважинам, способствуя выравниванию профиля и увеличению охвата пласта при заводнении, не влияя на обводненность добывающих скважин.

Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта путем последовательной закачки в пласт через нагнетательные скважины оторочек пресной воды, водного раствора щелочного реагента, пресной воды, водного раствора гидроксохлорида алюминия и водорастворимого полимера - полидиметилдиаллиламмоний хлорида [Пат. РФ 2224092. Кл. Е21В 43. Опубл. 2004]. Последний при взаимодействии с солью алюминия образует гидрогель, заполняющий трещины в высокопроницаемых интервалах пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин. При этом проницаемость нефтенасыщенной зоны пласта не снижается, т.е. гель обладает селективностью.

Однако образующийся в результате взаимодействия компонентов гелеобразный осадок представляет собой свободнодисперсную систему с невысокой прочностью, о чем свидетельствует падение вязкости с 4,5 до 0,2 Па·с при относительно небольшом напряжении сдвига ~10 Па. Способ предполагает 4-кратную последовательную закачку компонентов композиции, что существенно удлиняет и усложняет процесс. Кроме того, способ предназначен для снижения обводненности нефти за счет увеличения охвата пласта и регулирования профиля приемистости скважины, непосредственно не влияя на водоизоляцию добывающих скважин.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, в котором для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам используется состав, содержащий водный раствор пентагидроксохлорида алюминия, водный раствор полиакриламида с концентрацией полимера 0,1-1,0 мас.% и карбамид [Пат. РФ 2348792. Кл. Е21В 33/138. Опубл. 10.03.2009. Бюл. № 7]. При этом компоненты смешиваются и получают водный раствор композиции в соотношениях, мас.%:

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

Исходный водный раствор закачивают в промытые зоны пласта, где под действием высокой температуры образуется гель гидроксида алюминия, снижающий фазовую проницаемость породы по воде, незначительно изменяя при этом проницаемость по нефти, т.е. состав обладает селективностью.

К недостаткам данного способа относятся следующие:

во-первых, исходный рабочий раствор готовится на основе водного раствора соли алюминия - пентагидроксохлорида алюминия, представляющего собой коллоидный раствор с содержанием основного вещества - 35-40%, остальное - вода [Коагулянт полиалюминий хлорид «БОПАК-Е, ТУ-216350-002-39928758-02, Экологический фонд «Вода Евразии», г.Екатеринбург; Оксихлорид алюминия. ТУ-2152-164-05763458-93 ОАО «Химпром», г.Волгоград].

Производства этого продукта находятся на значительных расстояниях от нефтедобывающих предприятий, в связи с чем возникают непроизводительные транспортные затраты на перевозку фактически водного балласта;

во-вторых, большинство нефтедобывающих предприятий располагаются в Северных и Заполярных районах, что ограничивает возможность доставки водных растворов пентагидроксохлорида алюминия в периоды низкотемпературных сезонов;

в-третьих, использование данной композиции, содержащей пентагидроксохлорид алюминия, приводит к «снижению фазовой проницаемости» воды к добывающим скважинам, однако фильтрация воды полностью не прекращается.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов за счет снижения обводненности добываемой продукции путем селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах при использовании гелеобразующей композиции с улучшенными потребительскими свойствами.

При реализации предлагаемого способа получают следующий технический результат: во-первых, композиция на основе твердого высокоосновного пентагидроксохлорида алюминия (ПГХА-Т), имеющего в своем составе хлорид магния [Пат. РФ 2210539. МКП 6 С01, F 7/00, 20.08.03, «Оксихлорид алюминия-Т», произведенный по ТУ 2152-3120576 3458-04, АООТ «Химпром», г.Волгоград], полиакриламида (ПАА) и карбамида (КА) образует устойчивый гель в широком интервале пластовых температур (60-95°С), обладающий «запирающим» эффектом в поровом пространстве по отношению к воде и вызывает прекращение фильтрации воды по высокопроницаемым зонам к добывающим скважинам;

во-вторых, для приготовления рабочего раствора композиции перед закачкой в скважину, используются твердые компоненты - сухой ПГХА-Т, карбамид и гранулированный полиакриламид, что предполагает возможность доставки этих реагентов к месту назначения в любой сезон, в том числе при минусовых температурах;

в-третьих, раствор композиции может быть приготовлен на любой воде (технической, пластовой, подтоварной) и имеет близкую к нейтральной реакцию среды (рН=5,5-6,0), поэтому не будет оказывать негативного влияния на карбонатный коллектор и на металлическое оборудование добывающих скважин;

Поставленный технический результат достигается в способе изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам, включающем закачивание гелеобразующего состава, полученного смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, отличающийся тем, что в качестве соли алюминия используют твердый пентагидроксохлорид алюминия ПГХА-Т, содержащий в своем составе низкомолекулярный электролит - хлорид магния, а при смешении ПГХА-Т и карбамид в соотношении 1:0,5 до 1:4 смешивают с 0,3%-ным водным раствором полиакриламида - ПАА при содержании ПАА в составе 0,35-0,5 мас.%.

Указанный способ обеспечивает образование в пластовых условиях структурированного комбинированного геля, в котором амфотерный гель гидроксида алюминия, структурированный за счет полимер-коллоидного комплекса, распределяется в поровом пространстве водонасыщенной зоны пласта, закупоривая водопроницаемые каналы и трещины, препятствуя таким образом фильтрации воды в добывающую скважину и способствуя подключению новых нефтенасыщенных зон пласта к вытеснению из них нефти.

Механизм образования полимер-коллоидного комплекса (ПКК) [И.А.Новаков, Ф.С.Радченко, И.М. Паписов. Высокомолекулярные соединения, 2003. Т.А 45, № 8. С.1340] состоит в межмолекулярном взаимодействии полимерных цепей полиакриламида с поверхностью коллоидных частиц алюмоксановой структуры (>А1-O-), с размерами 10-40 нм, образующихся при определенных условиях в водных растворах пентагидроксохлорида алюминия. Прочность подобных комплексов объясняется кооперативным характером межмакромолекулярных связей и зависит от удельной поверхности алюмоксановых частиц, составляющей 1,7·10 ² м²/г золя [Озерин А.С., Радченко Ф.С., Тимофеева Г.И., Новаков И.А. // Российские нанотехнологии. 2009. Т.4, № 1-2, с.145], и наличия взаимодействующих реакционных центров в макромолекуле полимера (-СООН) и на поверхности алюмоксановых частиц (>Al⁺-O-). Вторым важным фактором, влияющим на прочность ПКК является конформация (форма) макромолекул полиакриламида в растворе. Как известно, в водных растворах ПАА подвергается частичному гидролизу [Полиакриламид. Под ред. В.Ф.Куренкова, М., 1992], в результате чего в полимерной цепи возникают ионизированные карбоксильные группы. В силу этого, даже при их небольшом количестве полимер приобретает свойства полиэлектролита, конформационное поведение которого в растворе определяется ионной силой, т.е. присутствием в растворе низкомолекулярных ионов неорганической соли. Твердый же ПГХА, используемый в предлагаемом способе содержит в своем составе низкомолекулярный электролит MgCl₂ , изменяющий ионную силу раствора. Это приводит к тому, что конформационный набор макромолекул с развернутыми клубками увеличивается и число кооперативных связей с поверхностью положительно заряженных алюмоксановых частиц возрастает. В результате этого плотность сетки физических связей аморфного геля, возникающего в процессе гидролиза ПКК, увеличивается и гель переходит из свободнодисперсного состояния в структурированную систему. Такой структурированный комбинированный гель, находясь в поровом пространстве водонасыщенной зоны пласта, не только снижает его фазовую проницаемость по воде, но полностью перекрывает поровые каналы, прекращая фильтрацию, т.е. обладает «запирающим эффектом».

Изобретение иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. В этом примере обусловлено влияние типа соли алюминия и соотношения его с карбамидом на микроструктуру геля и его вязкоупругие свойства. Сухой твердый ПГХА-Т и карбамид загружают в 0,3%-ный раствор полиакриламида в соотношениях, указанных в табл.1, и в количествах, обеспечивающих общую концентрацию композиции 16,7 мас.%. Приготовленный раствор заливают в углубление в форме из прозрачного полистирола диаметром 30 мм и глубиной 5 мм. Герметически закупоренную форму помещают в термостат и нагревают при 75°С до момента гелеобразования, наблюдаемого по потере текучести композиции. После охлаждения образцы в форме дисков вынимают из формы и переносят на нижнюю плиту вибрационного микро-Фурье-реометра MFR-2000 (GBS, Австралия), с помощью которого определяют динамическую вязкость, модуль упругости и тангенс угла потерь (табл.1). Одновременно проводили микрофотографирование поверхности образцов с помощью оптического модульного моторизованного микроскопа Olimpus BX-61 С с фиксацией микроструктур КМ с помощью цифровой камеры микроскопа ДП-12.

На фиг.1 представлена микрофотография поверхности геля на основе ПГХА-жидкого, а на фиг.2 представлена микрофотография поверхности геля на основе ПГХА-твердого, увеличение ×500. Из микрофотографий следует, что, в отличие от аморфных гелей на основе ПГХА-жидкого (фиг.1), гели с использованием ПГХА-твердого (фиг.2) имеют явно выраженную анизометрическую структуру. Это связано с ориентирующим влиянием макромолекул полиакриламида в определенной конформации, вызванной присутствием в ПГХА-Т низкомолекулярного полиэлектролита - MgCl ₂.

Из данных табл.1 следует, что гели на основе ПГХА обладают преимущественно упругими свойствами (tg =0,05÷0,10), однако при использовании твердого ПГХА показатели модуля упругости и вязкости гелей в 2 и более раза выше, чем для композиций на основе жидкого ПГХА. Увеличение содержания карбамида в композиции приводит к уменьшению времени гелеобразования и некоторому снижению показателей вязкоупругих свойств гелей.

Пример 2. В этом примере обусловлено влияние температуры гелеобразования и соотношения ПГХА-Т:карбамид на время гелеобразования. В стеклянные пробирки загружают рассчитанные навески ПГХА-Т и карбамида в массовых соотношениях, указанных в табл.2 и добавляют водный 0,3%-ный (мас.) раствор полиакриламида из расчета образования концентрации композиции 16,7 мас.%. После образования прозрачного раствора содержимое пробирок нагревают в термостате при температуре 65, 70, 75, 80, 85, 90°С, фиксируя момент образования геля по потере текучести.

Таблица 2
Влияние соотношения ПГХА-Т:КА (масс.) и температуры на время гелеобразования
№ п/п	Температура гелеобразования, °С	ПГХА-Т:КА (мас.)	Время гелеобразования, ч
1	65	1:3	18,0
2	70	1:2	7
3	75	1:2	6,0
4	80	1:0,5	11,0
5	80	1:1	6,0
6	80	1:2	3,0
7	80	1:3	2,0
8	80	1:4	1,5
9	85	1:2	1,3
10	90	1:2	1,2

Из данных таблицы следует, что время гелеобразования или жизнеспособности раствора композиции зависит от количества гидролизующего агента - карбамида. Температура же определяет скорость гидролиза карбамида и, как следствие, время до момента образования геля. Таким образом, при заданной температуре можно подобрать соотношение ПГХА-Т:КА, необходимое для доставки раствора композиции в водонасыщенный интервал пласта, в котором возникнет гель.

Пример 3. 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(OH)₅Cl+Н₂О 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 и трещин, пропускать через себя жидкости, в данном случае воду. Исследование водоизоляционных свойств гелей гидроксида алюминия проводили в стеклянной колонке с обогреваемой рубашкой, заполненной слоем песка, 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 Т=75°С. В колонку заливали раствор композиции и после образования геля во всем объеме засыпки песка в колонке 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. Процесс фильтрации воды в пористой среде обусловлен наличием в ней трещин и промытых капиллярных каналов. Структурированный гель, заполняющий их при обработке скважины предлагаемой композицией и представляющий собой нетекучее тело с высоким модулем упругости, вызывает «запирающий эффект» в поровом пространстве. Как следует из данных табл.3, скорость фильтрации воды через насыпную модель, обработанную предлагаемой композицией в 50-150 раз меньше, чем для композиции прототипа, что практически означает полное прекращение фильтрации воды через насыпную модель.

Таблица 3
Фильтрационные характеристики модели пласта, обработанной различными композициями
№ п/п	Состав композиции, мас.%	Объем фильтруемой воды, см3	Время фильтрации через модель, обработанную композицией, мин*	Скорость фильтрации, см3/мин	Гидроизолирующий эффект
1 прототип	ПГХА - 3 (жидкий) КА - 7 ПАА - 0,25 Вода - остальное	100	94	1,05	Ограничение фазовой проницаемости
2	ПГХА - 2 (твердый) КА - 4 ПАА - 0,25 Вода - остальное	2,5 прекращение фильтрации	120	0,02	Запирающий эффект
3	ПГХА - 4 (твердый) КА - 8 ПАА - 0,50 Вода - остальное	1,0 прекращение фильтрации	120	0,008	Запирающий эффект
* Время фильтрации 100 см3 воды через необработанную модель - 1, 2 мин