RU2285792C1 - Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений с использованием химреагентов, и может быть применено для изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными коллекторами с поровой неоднородностью. Техническим результатом изобретения является повышение технологичности и эффективности способа разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений за счет регулирования времени гелеобразования. В способе разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений осуществляют закачку в обводненный пласт гелеобразующей композиции, содержащей, мас.%: катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования 0,05-0,1, цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств 7,00-10,00, соляную кислоту 7,00-12,00 и воду остальное, выдержку указанной композиции в пласте на период гелеобразования в течение 0,5-3 суток, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину. 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений с использованием химреагентов, и может быть применено для изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными коллекторами с поровой неоднородностью.

Известны способы разработки месторождений с применением различных реагентов (Ибрагимов Г.И., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983). Однако известные способы недостаточно эффективны и имеют ряд значительных недостатков.

Одним из методов ограничения и ликвидации водопритока является использование гелеобразующих композиций. Образование геля непосредственно в пластовых условиях позволяет создавать зоны (экран) с повышенным фильтрационным сопротивлением и исключать межпластовые перетоки, подтягивание подошвенных вод.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи (нефтяная залежь может включать нефтяные и газоконденсатные месторождения) с обводненными пропластками, включающий закачку в обводненный пласт гелеобразующего материала следующего состава: 50-70 кг нефелина на 1 м³ 10%-ного водного раствора соляной кислоты (Патент №2046183, Е 21 В 43/22, Алеев Ф.И. и др.).

Недостатком известного способа является невысокая эффективность вследствие быстрой нейтрализации кислотного раствора, в результате чего гелеобразующая композиция теряет свои свойства.

Задачей изобретения является повышение технологичности и эффективности способа разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений за счет регулирования времени гелеобразования.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, включающем закачку в обводненный пласт гелеобразующей композиции, содержащей соляную кислоту и воду, выдержку ее в пласте на период гелеобразования, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину, гелеобразующая композиция дополнительно содержит цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств и катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования при следующем соотношении компонентов, мас.%:

катамин АБ	0,05-0,1
указанный цеолитный компонент	7,00-10,00
соляная кислота	7,00-12,00
вода	остальное,

указанную выдержку осуществляют в течение 0,5-3 суток.

В связи с имеющей место активной коррозией металлического оборудования и насосно-компрессорных труб в кислотной среде при высоких температурах предлагается незначительная (0,05-0,1% по массе) добавка катионоактивного ПАВ типа Катамин АБ. Катамин АБ, адсорбируясь на поверхности оборудования, труб, поверхности перового пространства, образует пленку, значительно снижающую смачиваемость породы соляной кислотой, уменьшающую скорость взаимодействия гелеобразующей композиции с породой пласта, снижающую реакцию соляной кислоты с металлом.

Для приготовления гелеобразующей композиции использовались цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, который содержит оксиды кремния, алюминия, калия и выпускается по ТУ 381011366; соляная кислота, выпускаемая по ТУ 6-01-04689381, плотностью 1,11 г/см³ и Катамин АБ. Катамин АБ относится к классу катионоактивных ПАВ, представляет собой четвертичное аммониевое соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензохлорида формулы [R₁R₂R₃Н⁺СН₂С₆H₅]Cl^-, где R₁ = алкил C₈-C₁₈; R₂=CH₃; С₂Н₅; С₃Н₇; R₃=СН₃; С₂Н₅; С₃Н₇.

Гелеобразующая композиция приготавливается смешением указанного сухого цеолитного компонента с расчетным количеством водного раствора соляной кислоты и катамина АБ. Гель образуется в пласте на определенном расстоянии от ствола скважины вследствие регулируемого времени гелеобразования. Закачиваемая в пласт композиция обладает низкой вязкостью (при 25°С - 1,7 мПа*с, при 85°С - 0,86 мПа*с), легко проникает в проницаемые пропластки и превращается в студнеобразную термо- и реологически устойчивую структуру, снижая проницаемость обводненной зоны пласта.

Процесс образования закупоривающей гелеобразующей массы протекает в течение 0,5-3 суток.

Таблица 1
Зависимость времени гелеобразования от концентрации поверхностно-активного вещества ПАВ (катамина АБ) в гелеобразующей композиции при 25°С
Состав композиции		Время гелеобразования при 25°С, час
Цеолитный компонент, г/л	Соляная кислота HCl, мас.%	Концентрация катамина АБ, мас.%
		0,05	0,1
80	7,5	58,00	73,00
90	8,0	46,00	52,00
100	8,5	23,00	34,00
100	9,0	11,00	18,00

Гелеобразующая композиция на основе цеолитного компонента, соляной кислоты и Катамина АБ имеет следующие свойства:

- исходная композиция имеет небольшую вязкость и регулируемый период гелеобразования;

- образовавшийся в пласте гель имеет высокую вязкость при начальном напряжении сдвига 20-200 мПа*с;

- водоизолирующий состав не агрессивен, т.е. скорость коррозии состава соизмерима со скоростью коррозии ингибированной кислоты, применяемой в процессе нефтедобычи при соляно-кислотной обработке;

- при проведении технологических операций в скважинах гелеобразующая композиция исключает возникновение аварийных ситуаций, обусловленных свойствами этих систем.

В лабораторных условиях проведены испытания предлагаемого способа в сравнении с известным.

Проведены оценочные опыты фильтрующей способности жидкости через пористую среду, содержащую гелеобразующие составы. Исследования проведены с использованием сцементированного песчаника проницаемостью 520 мД и пористостью 35%.

Через подготовленную модель первоначально прокачивали воду до полной стабилизации процесса фильтрации воды, затем через образец керна прокачивали 2 поровых объема гелеобразующей композиции. После чего систему оставляли в покое для завершения процесса гелеобразования.

Оценочные эксперименты были проведены при комнатной температуре и постоянном расходе, который составлял 0,03 см³/с, а в качестве гелеобразующих композиций использовался известный состав (прототип): 7% (по массе) нефелина в 10%-ной (по массе) соляной кислоте и состав заявляемого способа разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, мас.%: указанный цеолитный компонент 8, соляная кислота 10, катамин АБ 0,05, вода 81,95.

После выдержки образца керна в течение 24 часов (1 суток) в статических условиях через него фильтровалась вода и определялась проницаемость. Помимо проницаемости оценивался градиент давления, т.е. способность геля, образовавшегося в песчанике, воспринимать репрессию. Как видно (Табл.2), закачка гелеобразуюшей композиции позволяет значительно снизить проницаемость песчаника.

Приведенные результаты исследования на примере высокопроницаемого песчаника показали, что применение гелеобразующей композиции на основе цеолитного компонента, соляной кислоты и катамина АБ позволяет снизить проницаемость коллектора и обеспечивает высокую водоизолирующую способность.

Пример на месторождении

В способе разработки нефтяного месторожденя в обводненный пласт закачивают гелеобразующую композицию состава, мас.%: катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования 0,08, цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств 9,00, соляная кислот 11,00, вода 79,92, осуществляют выдержку указанной композиции в пласте на период гелеобразования в течение 1,5 суток, затем осуществляют закачку в пласт воды через нагнетательную скважину.

Технология водоизоляции требует точной закачки гелеобразующей композиции непосредственно в обводнившуюся часть пласта. Закачку необходимо проводить с применением пакера или использовать специальную блокирующую пасту, предотвращающую попадание гелеобразующей композиции в газонасыщенную часть продуктивного пласта.

Способ осуществляется следующим образом.

1. Определяют объемы гелеобразующей композиции:

d - диаметр зоны распространения гелеобразующей композиции;

h_в - толщина обводненной зоны пласта;

m - эффективная пористость.

При подтягивании конуса обводнения глубина закачки водоизолирующего материала принимается равной толщине пласта.

Если приемистость обводненного пласта >200 м³/сут, расчет объема гелеобразующей композиции по (1), если <200 м³/сут, объем композиции принять 6-8 м³ на 1 м обводненной зоны пласта.

2. Выбирают концентрацию компонентов гелеобразующей композиции и время выдержки в пласте.

3. Подготавливают скважину к проведению обработки:

- проверяют исправность работы устьевого оборудования;

- определяют приемистость обводненного пласта при давлении, не превышающем допустимое для данного объекта.

4. Используемое оборудование и реагенты:

- цементировочный агрегат ЦА-320 М;

- кислотовоз типа Азинмаш 30 А;

- емкость кислотостойкая 20-50 м³, позволяющая при необходимости подогревать гелеобразующую композицию при помощи ППУ.

Данная технология отличается простотой и легко реализуема в промысловых условиях с использованием существующей техники.

Claims (1)

1. Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, включающий закачку в обводненный пласт гелеобразующей композиции, содержащей соляную кислоту и воду, выдержку ее в пласте на период гелеобразования, последующую закачку в пласт воды через нагнетательную скважину, отличающийся тем, что гелеобразующая композиция дополнительно содержит цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств и катамин АБ в качестве регулятора скорости гелеобразования при следующем соотношении компонентов, мас.%:

   Катамин АБ 0,05-0,1 Указанный цеолитный компонент 7,00-10,00 Соляная кислота 7,00-12,00 Вода Остальное

   указанную выдержку осуществляют в течение 0,5-3 суток.