Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
Владельцы патента RU 2544213:
Винтерсхалл Холдинг ГмбХ (DE)
Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (RU)
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, прежде всего к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений.
Нефть в природных нефтяных месторождениях находится в полостях пористых пород-коллекторов, изолированных от поверхности земли непроницаемыми наружными слоями. Помимо нефти, включая фракции природного газа, месторождение содержит также более или менее сильно насыщенную солями воду. При этом под полостями подразумевают чрезвычайно узкие полые пространства, капилляры, поры и тому подобное, например пустоты диаметром не более 1 мкм, наряду с которыми нефтяной пласт может включать также участки с порами большего диаметра и/или природные разломы.
После проходки отверстия в нефтеносных пластах нефть под действием естественного напора газа сначала течет по направлению к добывающим скважинам и фонтанирует на поверхности земли. Указанную стадию нефтедобычи специалисты обычно называют первичной добычей нефти. При неудовлетворительных условиях нефтяного месторождения, например в случае высокой вязкости нефти, быстро снижающегося напора газа или повышенного фильтрационного гидравлического сопротивления в нефтеносных пластах, фонтанная эксплуатация месторождений быстро регрессирует. Путем первичной добычи можно добывать в среднем лишь от 2 до 10% первоначально имеющейся в месторождении нефти. В случае повышенной вязкости нефти возможность ее фонтанной добычи, как правило, практически отсутствует.
С учетом указанных обстоятельств для повышения выхода добываемой нефти используют так называемый метод вторичной нефтедобычи.
Наиболее часто используемым методом вторичной нефтедобычи является заводнение нефтяных пластов. При этом воду закачивают в нефтеносные пласты через так называемые нагнетательные скважины. Благодаря этому происходит искусственное увеличение напора газа в нефтяном месторождении, под давлением которого нефть перемещается от нагнетательных скважин к добывающим скважинам. Заводнение нефтяного пласта в определенных условиях позволяет существенно повысить выход добываемой нефти.
При заводнении нефтяного пласта исходящий от нагнетательной скважины фронт воды в идеальном случае должен равномерно продавливать нефть через весь нефтяной пласт по направлению к добывающей скважине. Однако на практике нефтяной пласт состоит из участков с различной величиной гидравлического сопротивления. Помимо насыщенных нефтью мелкопористых пород-коллекторов с высоким гидравлическим сопротивлением прохождению воды существуют также участки с низким гидравлическим сопротивлением, которыми могут являться, например, природные или искусственные разломы породы или участки в породе-коллекторе, которые обладают чрезвычайно высокой проницаемостью. Подобными высокопроницаемыми участками могут являться также уже подвергнутые отбору нефти зоны породы-коллектора. При заводнении нефтяного пласта нагнетаемая в пласт вода, очевидно, течет в направлении от нагнетательной скважины к добывающей скважине преимущественно по траектории с низким гидравлическим сопротивлением. Вследствие этого заводнение насыщенных нефтью мелкопористых участков месторождения с высоким гидравлическим сопротивлением прекращается и через добывающую скважину выходит все более обогащенная водой нефть. Подобную ситуацию специалисты называют обводненностью производства. Указанные эффекты особенно сильно проявляются в случае тяжелой, соответственно вязкой, нефти. Чем выше вязкость нефти, тем более высока вероятность быстрого достижения обводненности производства.
В случае месторождений, содержащих высоковязкие сорта нефти, ее можно нагревать путем нагнетания в подобное месторождение перегретого пара, которое обеспечивает снижение вязкости нефти. Однако в этом случае аналогично заводнению нефтяного пласта также возможно недопустимо быстрое перемещение перегретого пара и его конденсата через зоны с высокой проницаемостью в направлении от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, а следовательно, снижение эффективности третичной добычи нефти.
Из уровня техники известно, что путем реализации соответствующих технических мероприятий можно обеспечить герметизацию указанных высокопроницаемых зон, располагающихся между нагнетательными и добывающими скважинами. Благодаря подобной герметизации происходит блокирование высокопроницаемых зон с низким гидравлическим сопротивлением, и закачиваемая в пласт вода, или соответственно нагнетаемый в пласт водяной пар, вновь преимущественно проходят через насыщенные нефтью пласты с низкой проницаемостью. Подобные технические мероприятия называют также «выравниванием профиля приемистости» («Conformance control»). Обзор технических мероприятий по выравниванию профиля приемистости приводится в статье Борлинга и других „Pushing out the oil with Conformance Control", опубликованной в Oilfield Review (1994) на странице 44 и следующих.
С целью выравнивания профиля приемистости можно использовать сравнительно низковязкие препараты определенных химических веществ, которые легко можно закачать в нефтяной пласт, причем вязкость подобных препаратов существенно возрастает лишь после их закачивания в нефтяной пласт в преобладающих в этом пласте условиях. Подобные препараты содержат пригодные для повышения вязкости неорганические или органические компоненты, или соответственно полимерные компоненты. Вязкость некоторых из подобных закачиваемых в пласт препаратов может возрастать с запаздыванием. Наряду с этим известны препараты, вязкость которых возрастает преимущественно вследствие повышения температуры, происходящего в результате постепенного нагревания закачанного препарата до характерной для данного месторождения температуры. Препараты, вязкость которых возрастает лишь в условиях данного нефтяного пласта, называют, например, термогелями или запаздывающими желатинирующимися системами.
Из патента СССР SU 1654554 А1 известны нагнетаемые в нефтяной пласт смеси, состоящие из хлорида или нитрата алюминия, карбамида и воды. При характерных для нефтяного пласта повышенных температурах происходит гидролиз карбамида с образованием диоксида углерода и аммиака. Вследствие выделения аммиака наблюдается значительное повышение показателя рН воды и образование высоковязкого геля гидроксида алюминия, который закупоривает зоны с высокой проницаемостью.
Из патента США US 4889563 известно об использовании водных растворов гидроксихлорида алюминия в комбинации с карбамидом или гексаметилентетрамином (уротропином) для блокирования подземных нефтяных пластов. Происходящий в нефтяном пласте гидролиз карбамида или гексаметилентетрамина в данном случае также приводит к повышению показателя рН и образованию осадка гидроксида алюминия.
Из российского патента RU 2066743 С1 известны нагнетаемые в нефтяной пласт смеси, состоящие из хлорида или нитрата алюминия, карбамида, уротропина и воды, которые обладают аналогичным указанному выше действием. Преимущество подобных смесей состоит в том, что они обладают эффективностью и при температурах ниже 60°С.
В международной заявке WO 2007/135617 опубликован способ блокирования подземных нефтяных пластов, в соответствии с которым используют препарат, который образует гель с задержкой во времени. Указанный препарат содержит коллоидные частицы диоксида кремния диаметром от 4 до 300 нм. В нефтяном пласте присутствует необходимый для гелеобразования донор гидроксилов, который при повышенных температурах высвобождает гидроксильные группы и тем самым способствует формированию гелеобразующего препарата. В качестве донора гидроксильных групп можно использовать, например, карбамид, замещенные карбамиды или гексаметилентетрамин.
Из патента США US 7273101 В2 известен препарат с замедленным гелеобразованием, который содержит растворенные соли металлов, предпочтительно соли алюминия, неорганические частицы, например, такие как частицы диоксида кремния, а также донор гидроксильных групп, например, такой как карбамид. Указанный препарат закачивают в нефтяные пласты, причем его желирование в нефтяном пласте происходит лишь с определенной задержкой во времени.
В патенте США US 4844168 опубликован способ блокирования участков высокотемпературных нефтяных пластов, в соответствии с которым в нефтяной пласт, температура которого составляет по меньшей мере 60°С, закачивают полиакриламид и ионы поливалентного металла, например Fe(III), Al(III), Cr(III) или Zr(IV). В условиях нефтяного пласта происходит частичный гидролиз амидных групп -CONH2, который сопровождается образованием карбоксильных групп, причем ионы металлов сшивают образующиеся гидроксильные группы с определенной временной задержкой, и в результате этого возникает гель.
В патенте США US 6838417 В2 опубликован способ блокирования подземных нефтяных пластов, в соответствии с которым используют водный препарат, который содержит по меньшей мере один водорастворимый полимер, гелеобразующий органический компонент со сшивающим действием и по меньшей мере один водорастворимый формиат. При этом под сшивающим органическим компонентом подразумевают, например, полифункциональные алифатические амины, арилалкиламины, гетероарилалкиламины или полиалкиленимины.
Из патента США US 2008/0035344 А1 известна обладающая замедленным гелеобразованием смесь для блокирования подземных нефтяных пластов, которая содержит по меньшей мере один растворимый в кислотах, сшиваемый полимер, например частично гидролизованный полиакриламид, частично нейтрализованную соль алюминия, например гидроксихлорид алюминия, а также активатор, который в условиях нефтяного пласта может высвобождать основания, например, такие как карбамид, замещенные карбамиды или гексаметилентетрамин. Указанную смесь предпочтительно можно использовать при температурах от 0 до 40°С, причем гелеобразование при температуре выше 50°С в зависимости от условий использования смеси происходит в течение промежутка времени, составляющего от 2 часов до 10 дней.
В российском патенте RU 2339803 С2 предложен способ блокирования высокопроницаемых зон, в соответствии с которым сначала определяют объем подлежащих блокированию высокопроницаемых зон. На первой стадии последующего технологического процесса закачивают водный препарат карбоксиметилцеллюлозы и используемого в качестве сшивающего агента ацетата хрома в количестве 15% об. в пересчете на общий объем подлежащего блокированию участка нефтяного пласта. На второй стадии закачивают водный препарат полиакриламида и сшивающего агента.
В статье Л.К.Алтуниной и В.А.Кувшиновой, опубликованной в Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, том 63 (2008) (1), cc.37-48, описываются различные термогели и их использование в сфере нефтедобычи, причем речь идет о термогелях на основе карбамида и солей алюминия, а также о термогелях на основе простых эфиров целлюлозы.
Нефтяные пласты часто характеризуются неоднородным распределением температуры с более или менее значительными температурными градиентами. Подобные температурные градиенты могут обладать как природным, так и искусственным происхождением, обусловленным реализацией мероприятий вторичной и/или третичной нефтедобычи. Так, например, температура используемого для нагнетания в нефтяной пласт пара обычно составляет более 300°С. В соответствии с этим нефтяной пласт в месте расположения нагнетательной скважины может нагреваться до температуры выше 300°С. По мере удаления от нагнетательной скважины температура, очевидно, снижается, а следовательно, в промежутках между нагнетательными и добывающими скважинами может формироваться значительный температурный градиент. Так, например, в случае нагнетания пара температура в месте расположения нагнетательной скважины может составлять около 300°С, в то время как температура в месте расположения добывающей скважины не превышает 50°С. И, наоборот, длительное закачивание в пласт холодной воды может стать причиной существенного снижения температуры нефтяного пласта в месте расположения нагнетательной скважины, по мере удаления от которой температура нефтяного пласта становится все более высокой. Так, например, в случае месторождения с температурой около 120°С температура в месте расположения закачивающего воду устройства при длительном нагнетании воды вполне может опуститься до значений, находящихся в интервале от 40 до 60°С.
В случае нефтяных пластов с повышенной неоднородностью распределения температуры использование указанных выше препаратов, предназначенных для блокирования высокопроницаемых зон, часто обеспечивает лишь недостаточное блокирование траекторий течения. Хотя использование указанных препаратов и приводит к сокращению содержания воды в добываемой нефти, однако не позволяет достичь экономически требуемых результатов.
С учетом вышеизложенного в основу настоящего изобретения была положена задача предложить способ добычи нефти из подземных нефтяных пластов со значительной неоднородностью распределения температуры, позволяющий избежать наступления обводненности производства.
В соответствии с указанной задачей был найден способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений с пробуренными в них по меньшей мере одной добывающей скважиной и по меньшей мере одной нагнетательной скважиной, который включает по меньшей мере две следующие стадии:
(1) закачивание в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водных гелеобразующих препаратов (F), содержащих воду и один или несколько химических компонентов, которые после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образуют гели,
(2) последующий отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину,
причем
- распределению температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами соответствует минимальная температура Tmin≥20°C и максимальная температура Тmax≤320°С, разность которых Tmax-Tmin составляет по меньшей мере 20°С,
- на стадии, предшествующей стадии (1), анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами, и
- на стадии (1) в нефтяной пласт последовательно закачивают по меньшей мере две разные порции водных гелеобразующих препаратов (F), каждая из которых способна к гелеобразованию в температурном интервале от Tmin до Тmах и которые отличаются друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов при условии, что химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования (Тгель) и/или время гелеобразования (tгель) второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции.
Преимущество предлагаемого в изобретении способа состоит в том, что посредством пригодных гелей в месторождениях со значительными температурными градиентами могут быть целенаправленно блокированы зоны с отличающимися друг от друга температурами. Благодаря этому обеспечивают полное блокирование высокопроницаемых зон и при этом значительно снижается обводненность производства.
Изобретение, в частности, осуществляют следующим образом.
Под предлагаемым в изобретении способом добычи нефти подразумевают способ вторичной или третичной нефтедобычи, в соответствии с которым после первичной нефтедобычи давление в месторождении в связи с падением собственного давления следует поддерживать путем нагнетания воды и/или пара.
Нефтяные месторождения
В соответствии с настоящим изобретением под нефтяными месторождениями подразумевают месторождения любых сортов нефти, например месторождения легкой или тяжелой нефти. При этом в одном варианте осуществления изобретения речь идет о месторождениях тяжелой нефти, плотность которой в градусах API составляет менее 22,3°АРI. Нефть из подобных месторождений, как правило, добывают путем нагнетания пара.
Независимо от того, о месторождении какой нефти идет речь, тяжелой или легкой, предлагаемый в изобретении способ особенно предпочтительно можно использовать непосредственно после первого нагнетания пара в месторождение.
С целью реализации предлагаемого в изобретении способа в нефтяных месторождениях бурят по меньшей мере одну добывающую скважину и по меньшей мере одну нагнетательную скважину. Месторождение, как правило, снабжают несколькими нагнетательными скважинами и несколькими добывающими скважинами. Речь при этом идет как об отверстиях, которые уже использовали на предыдущей стадии нефтедобычи, например, в ходе предшествующего заводнения нефтяного пласта, соответственно нагнетания пара, так и об отверстиях, которые можно бурить также в месторождении специально для осуществления предлагаемого в изобретении способа.
Согласно изобретению речь идет о месторождении, характеризующемся распределением температур в зоне между нагнетательной скважиной (нагнетательными скважинами) и добывающей скважиной (добывающими скважинами), которому соответствует минимальная температура Tmin≥20°C, предпочтительно ≥30°С, особенно предпочтительно ≥40°С и, например, ≥50°С, и максимальная температура Тmах≤320°С, как правило, ≤300°С, предпочтительно ≤280°С, особенно предпочтительно ≤250°С, еще более предпочтительно ≤220°С и, например, ≤150°С, причем разность соответствующих температур Тmах-Tmin составляет по меньшей мере 20°С.
При этом понятие «зона между нагнетательной и добывающей скважинами» относится к тем объемным элементам месторождения, через которые пролегают траектории течения от нагнетательных скважин к добывающим скважинам, причем подобные траектории, очевидно, не обязательно должны быть прямолинейными. Специалистам известны методы определения подобных объемных элементов.
Месторождение, очевидно, может характеризоваться также неоднородным распределением температуры вне зоны между добывающими и нагнетательными скважинами.
Точкам отсчета для определения зоны между добывающей и нагнетательной скважинами, очевидно, соответствуют не сами добывающие, или соответственно нагнетательные скважины (их общая протяженность), а местоположение отверстия нагнетательной скважины, через которое препарат (F) фактически поступает из инжекционного отверстия в нефтяной пласт, а в случае добывающей скважины место, в которое сырая нефть фактически поступает из нефтяного пласта в добывающую скважину, или соответственно должна поступать в нее впоследствии.
Указанные выше разности температур могут обладать естественным происхождением или могут быть обусловлены также техническими мероприятиями, реализуемыми в процессе вторичной и/или третичной нефтедобычи, такими как заводнение нефтяного пласта или нагнетание пара. Нагнетание пара может способствовать возникновению особенно значительных разностей температур. В нефтяной пласт обычно нагнетают пар, температура которого может достигать 320°С. В зависимости от длительности нагнетания пара после осуществления подобного технического мероприятия нефтяной пласт может обладать обширными участками, температура которых составляет более 250°С. По мере удаления от парового инжектора температура месторождения, очевидно, может снижаться и достигать «естественного» значения. Кроме того, температура месторождения постепенно снижается также после отключения парового инжектора.
В отношении значений Tmin и Tmax различают два типа месторождений, а именно месторождения, нефть из которых добывали посредством заводнения нефтяного пласта, и месторождения, нефть из которых добывали посредством нагнетания пара. Распределению температур для месторождений, нефть из которых добывали посредством заводнения нефтяного пласта, как правило, соответствует интервал от 20 до 150°С, предпочтительно от 20°С до 120°С, особенно предпочтительно от 30 до 110°С и, например, от 40 до 100°С (в каждом случае соответствует значениям от Tmin до Tmax). Распределению температур для месторождений, нефть из которых добывали посредством нагнетания пара, как правило, соответствует интервал от 20 до 300°С, предпочтительно от 30 до 280°С, особенно предпочтительно от 40 до 250°С и, например, от 50 до 220°С (в каждом случае соответствует значениям от Tmin до Tmax).
Преимущества предлагаемого в изобретении способа в первую очередь проявляются при значительных температурных градиентах между добывающей и нагнетательной скважинами. Чем выше температурный градиент, тем более высокой эффективностью характеризуется предлагаемый в изобретении способ нефтедобычи. Преимущества предлагаемого в изобретении способа прежде всего проявляются в том случае, если разность температур Tmax-Tmin составляет по меньшей мере 30°С, в особенности по меньшей мере 40°С, предпочтительно по меньшей мере 60°С, особенно предпочтительно по меньшей мере 80°С, еще более предпочтительно по меньшей мере 120°С и, например, по меньшей мере 150°С.
В зависимости от особенностей конкретного нефтяного месторождения предлагаемый в изобретении способ можно осуществлять предпочтительно непосредственно после предшествующего нагнетания в месторождение воды и/или пара, предпочтительно после нагнетания пара, хотя соблюдение указанного условия вовсе не является обязательным. В случае реализации подобных процессов заведения и/или нагнетания пара в нефтяное месторождение по меньшей мере через одну нагнетательную скважину нагнетают вытесняющую среду, прежде всего воду или пар, и по меньшей мере через одну добывающую скважину из месторождения отбирают сырую нефть. Термин «сырая нефть» в указанном выше контексте, очевидно, употребляют для обозначения не только чистой нефтяной фазы, но и обычных, содержащих нефть и пластовую воду эмульсий, которые добывают при эксплуатации нефтяных месторождений. Предлагаемый в изобретении способ можно использовать, как только наступает чрезмерно высокая обводненность производства. Однако высокопроницаемые зоны вовсе необязательно возникают в результате нагнетания в нефтяной пласт воды или пара, а могут обладать природным происхождением.
Способ
Предлагаемый в изобретении способ включает по меньшей мере две последовательно реализуемые технологические стадии (1) и (2). На первой стадии (1) осуществляют герметизацию высокопроницаемых зон нефтяного пласта (F) путем нагнетания в нефтяной пласт водных гелеобразующих препаратов. На второй стадии (2) осуществляют непосредственную нефтедобычу. Нефтедобычу можно осуществлять, например, используя соответствующую вытесняющую среду.
Технологическая стадия (1)
В рамках подготовки к реализации технологической стадии (1) анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. Методы определения распределения температуры в нефтяных пластах в принципе известны специалистам. Подобное определение, как правило, выполняют путем измерения температуры в определенных точках нефтяного пласта в комбинации с модельными расчетами, в рамках которых, в частности, учитывают поступившие в нефтяной пласт количества тепла, а также количества отводимого из нефтяного пласта тепла. В соответствии с другим вариантом любая из зон нефтяного месторождения может быть охарактеризована также соответствующей средней температурой. Специалистам понятно, что указанный выше анализ распределения температуры, а также при необходимости реализуемое деление нефтяного пласта на несколько отдельных участков, отличающихся друг от друга интервалом температур, соответственно средней температурой, позволяет лишь приблизительно оценить соответствующую фактическую ситуацию в нефтяном пласте.
Согласно изобретению на технологической стадии (1) в нефтяной пласт через нагнетательную скважину последовательно нагнетают по меньшей мере две отличающиеся друг от друга порции водного гелеобразующего препарата (F). Препараты (F), помимо воды, содержат один или несколько разных водорастворимых или вододиспергируемых химических компонентов, которые после нагнетания в нефтяной пласт вызывают гелеобразование в преобладающих в нефтяном пласте условиях. Используемые порции обладают отличающимися друг от друга значениями температуры гелеобразования Тгель и/или времени гелеобразования tгель.
Определение «гелеобразующий» означает, что препараты в определенных условиях в принципе способны образовывать гели, однако гелеобразование происходит не непосредственно после смешивания компонентов препарата, а лишь при наступающем с запаздыванием превышении температуры гелеобразования Тгель. Таким образом, используемые препараты после перемешивания входящих в их состав компонентов обладают сравнительно низкой вязкостью, что позволяет без каких-либо проблем закачивать их в нефтяной пласт, причем высоковязкие гели, способные блокировать высокопроницаемые зоны нефтяного месторождения, могут возникать под действием преобладающей температуры месторождения лишь после закачивания указанных препаратов в нефтяной пласт.
Специалистам понятно, что скорость гелеобразования, как правило, может зависеть как от времени, так и от температуры. Результаты измерения характерной для определенного препарата скорости гелеобразования в зависимости от температуры предоставляют возможность специалистам устанавливать точную температуру гелеобразования путем экстраполяции скорости реакции на ноль. При прагматичном подходе специалисты могут приближенно установить температуру гелеобразования как температуру наступления гелеобразования по истечении практически важного промежутка времени. Для сравнения температур гелеобразования Тгель соответствующих препаратов (F) важно использовать одинаковые методы их определения.
Нагнетаемые в нефтяной пласт порции препарата (F) могут отличаться также друг от друга временем гелеобразования tгель. При этом под временем гелеобразования подразумевают промежуток времени между моментом нагревания препарата до температуры ≥Тгель и моментом непосредственного формирования геля. Таким образом, можно использовать два гелеобразующих препарата, которые обладают одинаковой температурой гелеобразования Тгель, но разными временами гелеобразования tгель. Отдельные порции гелеобразующего препарата, очевидно, могут отличаться друг от друга как температурой гелеобразования Тгель, так и временем гелеобразования tгель.
Различия значений температуры гелеобразования Тгель и/или времени гелеобразования tгель обусловлены разным составом используемых порций препаратов (F). При этом понятие «разный состав» означает, что препараты отличаются друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Неизбежным следствием различия концентраций содержащихся в препаратах (F) компонентов является также разное количественное соотношение между этими компонентами. Существенное значение при этом имеет не столько тип гелеобразующих препаратов, сколько их пригодность для реализации предлагаемых в изобретении функций. Препараты, предпочтительно используемые для осуществления настоящего изобретения, рассматриваются ниже.
Специалисты осуществляют выбор используемых препаратов таким образом, чтобы каждая из нагнетаемых порций была способна к гелеобразованию при температуре, которой соответствует интервал от Tmin до Тmах. Температуре гелеобразования Тгель, как правило, соответствует интервал от 20 до 150°С, предпочтительно от 30 до 150°С, особенно предпочтительно от 40 до 130°С.
При этом согласно изобретению препараты выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования Тгель и/или время гелеобразования tгель второй и при необходимости каждой последующей нагнетаемой порции отличались от соответствующих показателей закачанной до этого порции. Предпочтительно все закачиваемые порции обладают отличающимися друг от друга значениями Тгель и/или tгель. Вместе с тем возможен вариант, в соответствии с которым нагнетаемые не вслед друг за другом порции характеризуются одинаковыми значениями температуры гелеобразования Тгель и одинаковыми значениями времени гелеобразования tгель.
Различие значений температуры гелеобразования Тгель и/или времени гелеобразования tгель способствует тому, что по меньшей мере два выходящих из места нагнетания препарата могут проникать в нефтяной пласт на разные расстояния. Благодаря этому становится возможной герметизация не только непосредственно в точках закачивания препаратов в высокопроницаемые зоны нефтяного пласта, но и блокирование более протяженных участков. Тем самым обеспечивают гораздо более эффективную герметизацию высокопроницаемых зон нефтяных пластов.
Количество нагнетаемых порций гелеобразующих препаратов, температуру их гелеобразования Тгель и/или время их гелеобразования tгель, а также соответствующее изменение температуры гелеобразования при переходе от одной порции к другой специалисты выбирают в зависимости от типа нефтяного пласта и условий месторождения, в первую очередь в зависимости от распределения температуры в нефтяном пласте.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения используют по меньшей мере две порции, которые обладают разными температурами гелеобразования Тгель.
В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения температура гелеобразования Тгель при переходе от одной порции к другой может уменьшаться, в то время как в другом варианте осуществления изобретения температура гелеобразования может возрастать.
При этом в одном варианте осуществления изобретения температуре гелеобразования Тгель первой закачиваемой в нефтяной пласт порции гелеобразующего препарата соответствует указанная выше максимальная температура месторождения Тmах. Согласно данному варианту осуществления изобретения особенно пригодной является максимальная температура Тmах, составляющая ≤150°С. В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения температура первой нагнетаемой порции Тгель ниже максимальной температуры Тmах.
Изменение температуры гелеобразования Тгель можно осуществлять ступенчато. В одном варианте осуществления изобретения температуру гелеобразования можно ступенчато уменьшать, в то время как в другом варианте осуществления изобретения ее можно ступенчато повышать.
Возможно также непрерывное изменение температуры гелеобразования Тгель. При этом температуру гелеобразования можно непрерывно повышать или предпочтительно непрерывно уменьшать. С целью обеспечения непрерывного изменения температуры гелеобразования непрерывно изменяют состав соответствующих гелеобразующих препаратов. Изменение состава гелеобразующих препаратов предпочтительно можно осуществлять непосредственно в устье буровой скважины.
Кроме того, обе указанные выше возможности можно комбинировать друг с другом. Так, например, процесс нагнетания может включать по меньшей мере одну временную фазу с непрерывным изменением температуры гелеобразования Тгель, причем до и/или после истечения указанной фазы в нефтяной пласт закачивают по меньшей мере одну другую порцию препарата (F), температура гелеобразования Тгель которого остается неизменной. Временная фаза до и/или после истечения фазы с непрерывном изменением Тгель, очевидно, может предусматривать ступенчатое изменение температуры гелеобразования. В предпочтительном варианте осуществления изобретения процесс закачивания препарата в нефтяной пласт включает по меньшей мере одну фазу с непрерывным снижением температуры гелеобразования Тгель, причем до и/или после истечения указанной фазы в нефтяной пласт закачивают по меньшей мере одну другую порцию препарата (F), температура гелеобразования Тгель которого остается неизменной.
Изменение времени гелеобразования tгель можно осуществлять также, непрерывно или ступенчато увеличивая или уменьшая его. Изменение времени гелеобразования tгель является предпочтительным прежде всего в том случае, если речь идет о нефтяном месторождении с не слишком большой разностью температур Tmax-Тmin. В указанных условиях из двух порций с одинаковой температурой гелеобразования Тгель гораздо дальше в нефтяной пласт способна проникать порция с более длительным временем гелеобразования, нежели порция с более кратковременным гелеобразованием.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения соотношение между объемами подлежащих закачиванию порций препарата (F) целенаправленно приводят в соответствие с условиями в нефтяном пласте. При этом зону между нагнетательной и добывающей скважинами с учетом результатов анализа распределения температуры разделяют по меньшей мере на два отдельных участка, каждый из участков n характеризуется определенным температурным интервалом с максимальной Tmax(n) и минимальной Tmin(n) температурой, причем соблюдается условие Tmax(n)≤Tmax и
Tmin(n)≥Tmin, то есть каждому из отдельных участков соответствует температурный интервал от Тmах до Тmin. Распределение температур в каждом из отдельных участков, очевидно, может характеризоваться также средней температурой. Каждый отдельный участок включает определенный полый объем. Полый объем каждого из отдельных участков можно приближенно определить, например, путем выполнения соответствующих измерений в комбинации с модельными расчетами; в противном случае полый объем подлежит по меньшей мере грубой оценке специалистами. Согласно изобретению определенное количество порций препарата (F) с соответствующими отличающимися друг от друга значениями температуры гелеобразования Тгель закачивают в соответствующее количество отдельных участков, причем отношение объемов подлежащих закачиванию порций выбирают таким образом, чтобы оно соответствовало соотношению между полыми объемами указанных выше отдельных участков.
В другом варианте осуществления изобретения при переходе от одной порции к другой можно целенаправленно изменять вязкость гелеобразующих препаратов (F). Речь при этом идет о вязкости гелеобразующего препарата до его нагнетания в нефтяной пласт, то есть до образования геля. Вязкость при переходе от одной порции к другой предпочтительно можно повышать. Благодаря этому уменьшается опасность смешивания друг с другом разных закачиваемых в нефтяной пласт порций и обусловливаемое этим снижение эффективности предлагаемого в изобретении способа. Кроме того, благодаря этому можно уменьшить эффект так называемого «образования языков» («Fingering»), возникающий в результате разности вязкостей.
Отдельные порции гелеобразующего препарата (F) можно закачивать в нефтяной пласт непосредственно одна за другой, то есть без прекращения общего процесса закачивания препаратов (F).
Наряду с этим отдельные порции гелеобразующего препарата (F) можно закачивать в нефтяной пласт с перерывами, во время которых закачивание препарата полностью прекращают. В перерывах между закачиванием отдельных порций гелеобразующего препарата (F) можно вообще не выполнять каких-либо действий, однако в соответствии с другим вариантом в течение всего перерыва или также в течение его определенной части можно закачивать в нефтяной пласт вытесняющую среду, прежде всего воду и/или пар. После закачивания последней порции гелеобразующего препарата (F) можно осуществлять также дополнительное заводнение нефтяного слоя и/или нагнетание в нефтяной слой пара, целью которых является, например, последующее перемещение нагнетаемого препарата (F) в необходимое место нефтяного пласта.
Закачивание гелеобразующих препаратов (F) можно осуществлять через нагнетательную скважину, выполненную в нефтяном месторождении специально для нагнетания подобных препаратов. Речь при этом, очевидно, может идти также о нескольких нагнетательных скважинах подобного типа. Подобную скважину можно пробурить предпочтительно в зоне нефтяного месторождения с температурой ниже Тmах, особенно предпочтительно в зоне, температура которой близка к Tmin. Благодаря наличию подобных нагнетательных скважин в сравнительно холодные зоны нефтяного месторождения в соответствии с особенно предпочтительным вариантом сначала можно закачивать препарат с наиболее высокой температурой гелеобразования, а затем препараты с температурами гелеобразования, снижающимися при переходе от одной порции к другой.
Для порционного закачивания препаратов (F) можно использовать также имеющуюся нагнетательную скважину, через которую ранее уже осуществляли нагнетание воды и/или пара. В случае если непосредственно вслед за стадией (1) осуществляют заводнение нефтяного пласта, использование указанной нагнетательной скважины, как правило, не сопровождается какими-либо проблемами, однако если на предшествующей стадии нагнетали пар, может потребоваться соблюдение особых мер предосторожности. В подобном случае зона вокруг парового инжектора обладает чрезвычайно высокой температурой. При намерении желировать закачиваемые порции препарата (F) только в зонах, удаленных от парового инжектора, рекомендуется использовать препараты, которые характеризуются относительно длительным предваряющим гелеобразование временем запаздывания, и осуществлять продавливание препаратов через горячую зону вокруг парового инжектора с очень высокой скоростью. Очевидно, сначала следует дождаться остывания указанной зоны. Остывание указанной зоны при необходимости можно также ускорить путем нагнетания воды. При нагнетании посредством парового инжектора температура окружающей его горячей зоны предпочтительно не должна превышать 250°С, предпочтительно 220°С.
Технологическая стадия (2)
За технологической стадией (1) следует стадия осуществляемой по меньшей мере через одну добывающую скважину нефтедобычи.
Нефтедобычу предпочтительно можно осуществлять обычными методами, предусматривающими нагнетание вытесняющей среды в нефтяное месторождение по меньшей мере через одну нагнетательную скважину и отбор сырой нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину. В качестве вытесняющей среды прежде всего можно использовать диоксид углерода, воду и/или пар, предпочтительно пар. Под по меньшей мере одной нагнетательной скважиной подразумевают нагнетательные скважины, используемые для нагнетания препаратов (F), или надлежащим образом упорядоченные другие нагнетательные скважины.
Однако стадию непосредственной нефтедобычи, очевидно, можно осуществлять также другими известными специалистам методами. Так, например, для указанной цели можно использовать микроорганизмы, которые выделяют в нефтяной пласт метан или диоксид углерода, тем самым создавая в нем необходимое давление. Кроме того, в качестве вытесняющей среды можно использовать высоковязкие растворы загущающих полимеров. Речь при этом идет о синтетических полимерах, например, таких как полиакриламид или сополимеры акриламида. Кроме того, для указанной цели можно использовать биополимеры, например, такие как определенные полисахариды.
Предпочтительные гелеобразующие препараты
Водные гелеобразующие препараты (F), помимо воды, содержат один или несколько разных водорастворимых или вододиспергируемых химических компонентов, обеспечивающих непосредственное гелеобразование. Речь при этом предпочтительно идет по меньшей мере о двух разных компонентах. Под ними подразумевают как неорганические, так и органические компоненты, а также, очевидно, комбинации неорганических и органических компонентов.
При этом тип гелеобразующих препаратов (F) в сущности не имеет значения. Важным обстоятельством является способность используемых препаратов к образованию гелей и различие значений температуры Тгель и/или времени гелеобразования tгель, благодаря чему гели подобных препаратов способны герметизировать различные зоны подземного нефтяного пласта.
Пригодные препараты, а также методы варьирования температуры и/или времени гелеобразования в принципе известны специалистам.
Так, например, речь идет о препаратах на основе водорастворимых полимеров, описанных, например, в патентах США US 4844168, US 6838417 B2 и US 2008/0035344 A1, или о препаратах, преимущественно основанных на неорганических компонентах и описанных, например, в патенте СССР SU 1654554 A1, Патенте США US 4889563, российском патенте RU 2066743 C1, международной заявке WO 2007/135617, патенте США US 7273101 B2 или российском патенте RU 2339803 С2. Пригодными препаратами являются также соответствующие коммерчески доступные продукты.
Температура гелеобразования используемых препаратов (F), как правило, составляет от 20 до 150°, предпочтительно от 30 до 150°С, особенно предпочтительно от 40 до 130°С. В случае если блокированию подлежат горячие зоны нефтяного пласта, рекомендуется увеличивать время гелеобразования используемых препаратов. Время гелеобразования можно увеличить, например, путем разбавления препаратов крахмалом или изменением соотношения компонентов препарата. Соответствующие подробности приводятся ниже. Благодаря более длительному времени гелеобразования используемого препарата возрастает промежуток времени до наступления его желирования после достижения горячей зоны, в связи с чем препарат может дольше проникать в указанную зону.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретения под препаратом (F) подразумевают кислый водный препарат, который содержит по меньшей мере следующие компоненты:
- воду,
- растворенное в воде соединение металла, которое при совмещении с основанием способно образовывать гели, а также
- водорастворимый активатор, который при температуре, превышающей или равной температуре гелеобразования, вызывает повышение показателя рН водного раствора.
Помимо воды препарат при необходимости может содержать также дополнительные органические растворители, способные смешиваться с водой. Примерами подобных растворителей являются спирты. Однако гелеобразующие препараты (F), как правило, должны содержать по меньшей мере 80% масс., предпочтительно по меньшей мере 90% масс. и особенно предпочтительно по меньшей мере 95% масс., воды в пересчете на сумму всех присутствующих в препарате растворителей. В еще более предпочтительном варианте следует использовать только воду.
Под растворенным соединением металла предпочтительно подразумевают соединения алюминия, прежде всего растворенные соли алюминия(III), например, такие как хлорид алюминия, нитрат алюминия, сульфат алюминия, ацетат алюминия или ацетилацетонат алюминия. Кроме того, речь идет также о частично гидролизованных солях алюминия, например, таких как гидроксихлорид алюминия. Очевидно, можно использовать также смеси нескольких разных соединений алюминия. Показатель рН препарата, как правило, составляет ≤5, предпочтительно ≤4,5.
Пригодными водорастворимыми активаторами являются любые соединения, которые при нагревании в водной среде до температуры, превышающей температуру гелеобразования, выделяют свободные основания, соответственно связывают кислоты, а следовательно, обеспечивают повышение показателя рН раствора. Вследствие повышения показателя рН образуются высоковязкие, нерастворимые в воде гели, которые содержат ионы металлов, ионы гидроксидов, а также при необходимости другие компоненты. В случае использования соединений алюминия может образоваться гель гидроксида алюминия соответственно оксигидрата алюминия, в котором, очевидно могут присутствовать также другие компоненты, например, такие как анионы исходной соли алюминия. В качестве водорастворимых активаторов можно использовать, например, карбамид, замещенные карбамиды, такие как N,N'-алкилкарбамиды, прежде всего N,N'-диметилкарбамид, гексаметилентетрамин (уротропин) или цианаты. Карбамид гидролизуется в водной среде, например, до аммиака и диоксида углерода. Очевидно, можно использовать также смеси нескольких разных активаторов.
Кроме того, препараты могут содержать другие компоненты, способные ускорять или замедлять процесс гелеобразования. Примерами подобных компонентов являются другие соли или нафтеновые кислоты.
Специалисты выбирают концентрацию используемых соединений металлов таким образом, чтобы образующийся гель обладал необходимой вязкостью. В соответствии с этим активатор используют в такой концентрации, чтобы количество образующегося основания было достаточным для снижения показателя рН до уровня, допускающего возможность фактического образования геля. Кроме того, количеством активатора, соответственно количественным соотношением, может определяться время гелеобразования. Чем выше концентрация активатора при данной концентрации соединения металла, тем выше скорость гелеобразования. Указанную взаимосвязь специалисты могут использовать для целенаправленного сокращения или увеличения времени гелеобразования. Снижение скорости гелеобразования может оказаться важным, например, в том случае, если, как указано выше, сначала необходимо пропустить препарат через горячую зону без происходящего при этом образования геля. При превышении температуры гелеобразования скорость этого процесса, очевидно, зависит также от преобладающей в нефтяном пласте температуры. В случае использования соединений алюминия оптимальному количеству алюминия(III) в пересчете на водный препарат соответствует интервал от 0,2 до 3% масс. Активатор следует использовать по меньшей мере в таком количестве, чтобы высвобождалось три моля основания на моль алюминия(III).
В приведенной ниже таблице 1 в качестве примера приведено время гелеобразования для смеси, содержащей 8% масс. АlСl3 (что в пересчете на безводный продукт соответствует 1,6% масс. Al(III)), 25% масс. карбамида, а также 67% масс. воды.
| Таблица 1 | |||||
| Время гелеобразования при разных температурах | |||||
| Температура [°С] | 100 | 90 | 80 | 70 | 60 |
| Время гелеобразования [дни] | 1/4 | 1 | 3 | 6 | 30 |
В приведенной ниже таблице 2 приведено время гелеобразования для разных смесей, состоящих из АlСl3 (в перерасчете на безводный продукт), карбамида и воды, при 100°С, или соответственно 110°С.
| Таблица 2 | ||||
| Время гелеобразования (прочерк означает отсутствие определения) | ||||
| Используемые количества [% масс.] | Массовое отношение АlСl3: карбамид | Время гелеобразования [ч] | ||
| 100°С | 110°С | |||
| АlСl3 Карбамид | 4 16 |
1:4 | 4,0 | - |
| АlСl3 Карбамид | 4 12 |
1:3 | 4,3 | - |
| АlСl3 Карбамид | 4 8 |
1:2 | 7,3 | - |
| АlСl3 Карбамид | 4 4 |
1:1 | 19,0 | - |
| АlСl3 Карбамид | 8 30 |
1:3,75 | 5,3 | 2 |
| АlСl3 Карбамид | 2 7,5 |
1:3,75 | - | 8 |
| АlСl3 Карбамид | 8 24 |
1:3 | 5,5 | - |
| АlСl3 Карбамид | 8 16 |
1:2 | 8,3 | - |
| АlСl3 Карбамид | 8 8 |
1:1 | 18,0 | - |
| АlСl3 Карбамид | 8 6 |
1:0,75 | 23,0 | - |
Из приведенных в таблице данных следует, что по мере сокращения количества активатора (карбамида) время образования геля возрастает как в серии опытов с 8% масс. АlСl3, так и в серии опытов с 4% масс. АlСl3.
Таким образом, время гелеобразования можно целенаправленно изменять путем варьирования отношения соли алюминия к карбамиду.
Указанные гели на основе солей алюминия и карбамида можно использовать также при более высоких температурах. На фиг.2 (страница 39 статьи Л.К.Алтуниной и В.А.Кувшиновой, опубликованной в Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, том 63 (2008) (1), cc.37-48) представлены результаты определения времени гелеобразования при более высоких температурах в случае использования в качестве гелеобразующих препаратов солей алюминия в комбинации с карбамидом. При 150°С гелеобразование наступает через 40 минут, при 200°С через 20 минут и при 250°С через 10 минут.
Гелеобразующие препараты, особенно пригодные для использования в случае низких температур месторождения, могут быть приготовлены путем полной или частичной замены используемого в качестве активатора карбамида уротропином (гексаметилентетрамином). В условиях месторождения уротропин высвобождает также аммиак. Подобные гелеобразующие препараты способны к гелеобразованию также при температурах ниже 50°С. Типичные водные препараты содержат от 4 до 16% масс. карбамида, от 2 до 8% масс. уротропина и от 2 до 4% масс. хлорида алюминия или нитрата алюминия (в перерасчете на соответствующую безводную соль), а также воду, соответственно соленую воду. Подобные препараты описаны, например, в российском патенте RU 2066743 С1. В приведенной ниже таблице 3 представлены некоторые из подобных препаратов, указанных на страницах 5-7 цитируемой публикации, а также их гелеобразование при разных температурах.
В патенте США US 7232101 В2 описаны гелеобразующие препараты, содержащие гидроксихлориды алюминия в качестве соединений металла и указанные выше активаторы, например карбамид. Благодаря использованию указанных препаратов гелеобразование может протекать при температурах от 45 до 140°С в течение промежутка времени, составляющего от 12 до 96 часов.
Описанные выше предпочтительные препараты на основе растворенных соединений металлов, прежде всего солей алюминия, и активаторов обладают преимуществом, состоящим в том, что они образуют неорганические гели. Подобные гели стабильны при температурах до 300°С, а следовательно, особенно пригодны для использования в месторождениях с очень высокими температурами при завершении фазы нагнетания пара. Кроме того, неорганические гели при необходимости могут быть чрезвычайно легко удалены из нефтяного пласта путем нагнетания в нефтяной пласт растворяющей их кислоты.
| Таблица 3 | |||||||||||
| Гелеобразование в зависимости от температуры и времени | |||||||||||
| № | Компоненты | % масс. | Вязкость η перед термостатированием [мПа·с] | Температура | |||||||
| 20°С | 50°С | 70°С | 90°С | ||||||||
| Время гелеобразования tгель [дни] | η [мПа·с] | tгель [дни] | η [мПа·с] | tгель [дни] | η [мПа·с] | tгель [дни] | η [мПа·с] | ||||
| 1 | Карбамид AlCl3 | 16,0 4,0 |
2,4 | 100 | Отсутствие гелеобразования | 27 | Отсутствие гелеобразования | 4 | 3240 | ||
| 2 | Карбамид AlCl3 Уротропин | 16,0 4,0 8,0 |
2,4 | 3 | 6960 | 1 | 4980 | 0,5 | 2500,0 | 0,5 | 2700 |
| 4 | Карбамид AlCl3 Уротропин | 16,0 4,0 6,0 |
1,5 | 2 | 1830 | 3 | 4100 | 1 | 2100,0 | 1 | 2800,0 |
| 8 | Карбамид AlCl3 Уротропин | 16,0 2,0 8,0 |
2,0 | 7 | 374,0 | 3 | 3870 | 1 | 2100,0 | 0,5 | 1200,0 |
| 9 | Карбамид AlCl3 Уротропин | 16,0 4,0 4,0 |
1,5 | 7 | 1300,0 | 2 | 3500 | ||||
| 5 | Карбамид | 8,0 | |||||||||
| AlCl3 | 4,0 | ||||||||||
| уротропин | 8,0 | 1,6 | 2 | 3210 | 2 | 6100 | 1 | 2870,0 | 0,5 | 2900,0 | |
| 7 | Карбамид | 8,0 | |||||||||
| AlCl3 | 2,0 | ||||||||||
| Уротропин | 4,0 | 1,6 | 4 | 600,0 | 4 | 6050 | 1 | 2200,0 | 1 | 2300,0 | |
| 6 | Карбамид | 6,0 | |||||||||
| AlCl3 | 4,0 | ||||||||||
| Уротропин | 8,0 | 1,5 | 2 | 1830 | 2 | 4100 | 1 | 2500,0 | 1 | 5800,0 | |
| 3 | Карбамид | 4,0 | |||||||||
| AlCl3 | 4,0 | ||||||||||
| Уротропин | 8,0 | 1,4 | 7 | 2960 | 2 | 3790 | 1 | 2310,0 | 1 | 2300,0 |
В соответствии со вторым предпочтительным вариантом осуществления изобретения под препаратом (F) подразумевают водный препарат, который содержит по меньшей мере следующие компоненты:
- воду,
- коллоидные соединения кремния,
- водорастворимый активатор, который при температуре, превышающей или равной температуре гелеобразования, обеспечивает повышение показателя рН водного раствора.
Под коллоидными соединениями кремния прежде всего подразумевают коллоидный диоксид кремния со средним размером частиц, составляющим предпочтительно от 4 до 300 нм. Удельная поверхность коллоидного диоксида кремния может составлять, например от 100 до 300 м2/г. В качестве термических активаторов, эффективных при повышении показателя рН, можно использовать указанные выше активаторы, например, карбамид. Пригодные препараты могут содержать от 15 до 70% масс. коллоидного диоксида кремния, а также от 0,1 до 10% масс. термического активатора.
Пригодные препараты на основе коллоидного диоксида кремния описаны в международной заявке WO 2007/135617. На страницах 10-12 описания указанной заявки приводятся результаты определения времени гелеобразования для гелеобразующего препарата на основе дисперсии 40 % масс. диоксида кремния (средний размер частиц 12 нм, удельная поверхность 227 м2/г, рН 9,5), а также N,N'-диметилкарбамида в качестве активатора, при температуре 127°С. Результаты серии измерений с разными концентрациями активатора приведены в таблице 4.
| Таблица 4 | |||||
| Время гелеобразования при 127°С в зависимости от концентрации активатора | |||||
| Концентрация активатора | 1 | 1,5 | 1,75 | 2 | 3 |
| [% масс.] | |||||
| Время гелеобразования | 10,5 ч | 7,5 ч | 5,5 ч | 4,5 ч | 2 ч |
| tгель |
В соответствии с третьим предпочтительным вариантом осуществления изобретения используют гелеобразующие препараты, которые содержат по меньшей мере следующие компоненты:
- воду,
- водорастворимый сшиваемый полимер,
- водорастворимые сшивающие компоненты, которые при температуре, превышающей или равной температуре гелеобразования, обеспечивают сшивание полимера.
Под водорастворимым сшиваемым полимером подразумевают, например, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, поли(N,N'-диметил)акриламид, поли(мет)акриловую кислоту, сополимеры на основе поли(мет)акриловой кислоты, частично нейтрализованный полиакрилонитрил или поли(2-гидроксиэтил)(мет)акрилат, причем указанные полимеры соответственно могут содержать также структурные единицы сомономеров. Подобные содержащие полимеры гелеобразующие препараты описаны, например, в патентах США US 4884168, US 6838417 B2 и US 2008/0035344.
Пригодными сшивающими компонентами прежде всего являются соли, содержащие по меньшей мере двухвалентные ионы металлов.
Предпочтительными являются полимеры, которые содержат мономерные звенья акриламида, N-метилакриламида или N,N'-диметилакриламида, а также при необходимости звенья сомономеров, например, таких как акриловая кислота. Речь при этом идет, например, о полиакриламиде, поли-N-метилакриламиде или поли(N,N'-диметил)акриламиде, а также о частично гидролизованных производных указанных полимеров. В качестве сшивающих компонентов препараты предпочтительно содержат соли или комплексы, содержащие по меньшей мере двухвалентные ионы металлов, прежде всего трехвалентные или четырехвалентные ионы металлов, прежде всего соли или комплексы Al3+, Fe3+, Cr3+ или Ti4+, например, в виде хлоридов или ацетатов. Так, например, в качестве сшивающего агента можно использовать АlСl3 или ацетат хрома.
При температурах выше 60°С амидные группы способны гидролизоваться с образованием карбоксильных групп. Карбоксильные группы образуют комплексы с ионами металлов и тем самым обеспечивают сопровождаемое гелеобразованием сшивание полимеров. В примере III патента США US 4844168 описан водный сшивающий препарат, содержащий 5% масс. негидролизованного полиакриламида (средневесовая молекулярная масса Mw 270000 г/моль) и 0,15% масс. Cr3+ (в виде ацетата хрома(III)). Определяли гелеобразование препарата в зависимости от температуры и времени. При температурах до 60°С гелеобразование отсутствовало. При 74°С по истечении 800 часов наблюдали определенное гелеобразование, однако гель не был твердым. Твердый гель получали по истечении 600 часов при 85°С и по истечении 48 часов при 104°С.
Специалисты выбирают пригодные препараты из известных гелеобразующих препаратов с учетом свойств подземного нефтяного пласта, прежде всего распределения температуры в нефтяном пласте. В случае если при выборе препарата следует обеспечить соответствие температуры и времени гелеобразования (Тгель и tгель) условиям в нефтяном пласте, специалисты легко могут сделать это на основании приведенных в уровне техники данных.
Ниже изобретение более подробно рассматривается на примере некоторых вариантов его осуществления со ссылкой на прилагаемые к описанию чертежи, на которых схематически показано:
на фиг.1 - участок нефтяного месторождения после нагнетания пара,
на фиг.2 - участок нефтяного месторождения после нагнетания первой порции гелеобразующего препарата (F),
на фиг.3 - участок нефтяного месторождения после нагнетания второй порции другого гелеобразующего препарата (F),
на фиг.4 - участок нефтяного месторождения после нагнетания третьей видоизмененной порции гелеобразующего препарата (F),
на фиг.5 - участок нефтяного месторождения после блокирования расположенных в разных температурных зонах высокопроницаемых зон посредством образующихся гелей,
на фиг.6 - блокирование высокопроницаемых зон нефтяного пласта с высокими температурными градиентами, осуществляемое согласно уровню техники,
на фиг.7 - блокирование высокопроницаемых зон нефтяного пласта с высокими температурными градиентами, осуществляемое в соответствии с предлагаемым в изобретении способом.
На фиг.1 схематически показан участок нефтяного месторождения по завершении первого процесса нагнетания пара. Месторождение снабжено паровым инжектором (1), а также несколькими добывающими скважинами (3). Посредством парового инжектора (1) в нефтяной пласт нагнетают перегретый пар, температура которого достигает 320°С, и через добывающие скважины (3) осуществляют отбор нефти. Под действием перегретого пара происходит сильный разогрев месторождения вокруг парового инжектора (1). Возникают зоны с сильно различающимися температурами, причем на фиг.1 схематически показано пять зон со средней температурой, составляющей соответственно 200°С, 150°С, 120°С, 80°С и 50°С. Наиболее высокой температурой, очевидно, обладает зона, расположенная в непосредственной близости от парового инжектора, по мере удаления от которого температура снижается. Поскольку по мере реализации процесса нагнетания пара образуются высокопроницаемые участки, через которые пар, соответственно вода, могут прорваться к добывающим скважинам, наблюдается все более значительная обводненность производства. Достигнутое распределение температуры по завершении нагнетания пара изменяется чрезвычайно медленно. При известных условиях вокруг паровых инжекторов в течение нескольких лет могут преобладать температуры, гораздо более высокие по сравнению с первоначальной средней температурой месторождения.
С целью мобилизации остающихся запасов нефти в нефтяном пласте может быть пробурена другая нагнетательная скважина (2). Через нагнетательную скважину (2) сначала можно осуществить однократное заводнение нефтяного пласта водой, а также при необходимости паром. Поскольку вдоль траектории заводнения между дополнительной скважиной (2) и добывающими скважинами (3) отсутствуют возникающие в результате нефтедобычи высокопроницаемые участки, в рассматриваемом случае мобилизации сначала, как правило, подлежат другие нефтяные резервы. Однако используемое для заводнения средство спустя некоторое время, как правило, проходит через вновь образующиеся, а также прежде всего через высокопроницаемые зоны, уже образовавшиеся вследствие выполненного посредством парового инжектора (1) нагнетания. В результате этого обводненность производства вновь возрастает.
Для уменьшения обводненности производства и повышения нефтеотдачи осуществляют блокирование высокопроницаемых зон нефтеносного пласта предлагаемым в изобретении способом. С этой целью в нефтяной пласт через нагнетательную скважину (2) закачивают несколько разных порций гелеобразующего препарата (F). Процесс блокирования с использованием первой, второй и третьей порций гелеобразующего препарата (F) схематически показан на соответствующих фиг.2, 3 и 4.
Перед закачиванием первой порции препарата (F) анализируют распределение температуры в зоне между нагнетательной скважиной (2) и добывающими скважинами (3). Подобный анализ выполняют путем непосредственных измерений температуры в комбинации с модельными расчетами. В результате анализа определяют три участка, обладающих разными температурами.
Температуру гелеобразования первой порции препарата (F) устанавливают на уровне максимальной температуры в зоне между нагнетательной скважиной (2) и добывающими скважинами (3); в рассматриваемом случае температура гелеобразования первой порции препарата (F) составляет около 150°С, в связи с чем препарат проходит через проницаемые участки зон с температурами ниже 150°С до высокотемпературной зоны (4) с температурой 150°С, в которой начинается гелеобразование. Указанный процесс схематически показан на фиг.2. Температура гелеобразования может быть также несколько более низкой, что компенсируется более продолжительным временем гелеобразования. Объем первой порции приводят в соответствие с объемом полостей первого отдельного участка нефтяного пласта. В высокотемпературной зоне препарат, очевидно, проникает также в зоны с высокой проницаемостью. Благодаря этому происходит по меньшей мере частичная герметизация высокопроницаемых зон в высокотемпературной зоне (4). На фиг.5 схематически показан участок (7) высокотемпературной зоны (4), который полностью или по меньшей мере частично загерметизирован гелем.
Затем осуществляют приготовление второй порции препарата (F), температура гелеобразования которой соответствует температуре в следующей, более низкотемпературной зоне (5); температура гелеобразования второй порции препарата (F) в данном случае составляет около 120°С. Вторая порция также сначала проходит через более холодную зону и образует гели в высокопроницаемых частях зоны (5), обладающей средней температурой. Указанный процесс схематически показан на фиг.3. Кроме того, на фиг.5 схематически показаны два участка (8) зоны (5) со средней температурой, которые полностью или по меньшей мере частично загерметизированы гелем.
После этого аналогичным образом готовят третью порцию препарата (F), температура гелеобразования которой соответствует температуре в низкотемпературной зоне (6); в данном случае температура гелеобразования третьей порции препарата (F) составляет около 80°С. Перемещение третьей порции схематически показано на фиг.4. Кроме того, на фиг.5 схематически показаны два участка (9) низкотемпературной зоны (6), которые полностью или по меньшей мере частично загерметизированы гелем.
На фиг.5 показаны загерметизированные высокопроницаемые участки, расположенные в нескольких температурных зонах между нагнетательной скважиной (2) и добывающими скважинами (3).
Нефтедобыча может быть продолжена, например, путем нагнетания вытесняющей среды, прежде всего пара и/или воды, через нагнетательную скважину (2) и/или (1). При этом пар не может проходить через блокированные зоны (7), (8) и (9) и вынужден перемещаться по огибающим указанные блокированные зоны траекториям или между указанными блокированными зонами. Эти участки еще не подвергались отбору нефти, и теперь посредством воды и/или пара из них может быть произведена нефтедобыча.
Преимущество предлагаемого в изобретении способа состоит в том, что благодаря закачиванию в нефтяное месторождение нескольких порций гелеобразующего препарата с разной температурой гелеобразования достигают особенно полной герметизации высокопористых участков нефтяных пластов с высокими температурными градиентами, прежде всего нефтяных пластов, подвергнутых заводнению паром, поскольку закачивание гелеобразующего препарата обеспечивает блокирование находящихся в разных температурных зонах высокопористых участков. Подобный эффект особенно наглядно показан на фиг.5. После блокирования пористых участков в зонах со средними температурами 150°С, 120°С и 80°С вытесняющие среды, закачиваемые через нагнетательные скважины (2) или (1), эффективно проникают в еще не подвергнутые отбору нефти зоны нефтяного пласта.
В случае закачивания в нефтяной пласт единственной порции препарата (F), температура гелеобразования которой составляет, например, 140°С, блокированной оказалась бы только зона (7), в то время как высокопроницаемые участки других температурных зон не были бы загерметизированы. В подобном случае закачиваемая через нагнетательную скважину (2) вытесняющая среда чрезвычайно быстро перемещалась бы через высокопроницаемые, неблокированные зоны (9) в направлении добывающих скважин (3), минуя расположенные вокруг зон (9) еще не подвергнутые отбору нефти участки.
Сравнение предлагаемого в изобретении способа со способом согласно уровню техники показано на приведенных на фиг.6 и 7 примерах. На соответствующих чертежах показана нагнетательная скважина (10), а также соответственно две добывающие скважины (11) и (12). Температура нефтяного пласта в направлении от нагнетательной скважины к добывающим скважинам возрастает (серое затенение), причем добывающая скважина (11) находится в очень горячей зоне, тогда как добывающая скважина 12 располагается в более холодной зоне. Таким образом, температура в промежутке между скважинами (10) и (11) возрастает непрерывно, в то время как при переходе от скважины (10) к скважине (12) она проходит через максимум. Между нагнетательной скважиной и добывающими скважинами уже образовались высокопроницаемые зоны, в которые предпочтительно устремляется вытесняющая среда.
В случае показанного на фиг.6 способа, осуществляемого согласно уровню техники, в высокопроницаемую зону закачивают порцию термогеля, который по достижении более горячих зон образует гелевый пласт (13), блокирующий траекторию течения вытесняющей среды. Вытесняющая среда течет вокруг образовавшегося гелевого пласта (13), а затем очень быстро возвращается в существующие незагерметизированные высокопроницаемые зоны и течет через них в направлении добывающих скважин (11) и (12). Следовательно, по истечении некоторого небольшого времени вновь наступает обводненность производства.
В случае предлагаемого в изобретении способа, пример осуществления которого показан на фиг.7, сначала в нефтяной пласт закачивают порцию гелеобразующего препарата с высокой температурой гелеобразования, которая по достижении наиболее горячей зоны превращается в гель. Затем в нефтяной пласт закачивают две дополнительные порции гелеобразующего препарата, которые соответственно обладают более низкими температурами гелеобразования, вследствие чего образуются два других гелевых пласта, располагающихся соответственно ближе к добывающей скважине. Благодаря последовательному использованию трех порций гелеобразующего препарата с соответствующими уменьшающимися температурами гелеобразования происходит блокирование предпочтительных траекторий течения с гораздо большей протяженностью, нежели в случае способа, осуществляемого согласно уровню техники. Вытесняющая среда не способна обогнуть подобные блокированные зоны также легко, как показано на фиг.6, и нефть движется в направлении добывающих скважин по совершенно новым траекториям (14). При этом даже в случае нагнетания единственной порции гелеобразующего препарата наблюдается гораздо более эффективное и длительное снижение обводненности производства.
1. Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений с пробуренными в них по меньшей мере одной добывающей скважиной и по меньшей мере одной нагнетательной скважиной, который включает по меньшей мере следующие стадии:
(1) закачивание в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водных гелеобразующих препаратов (F), содержащих воду и один или несколько химических компонентов, которые после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образуют гели,
(2) последующий отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину,
отличающийся тем, что
- распределению температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами соответствует минимальная температура Тmin≥20°С и максимальная температура Тmах≤320°С, разность которых Tmax-Tmin составляет по меньшей мере 20°С,
- на стадии, предшествующей стадии (1), анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами, и
- на стадии (1) в нефтяной пласт последовательно закачивают по меньшей мере две разные порции водных гелеобразующих препаратов (F), каждая из которых способна к гелеобразованию при определенной температуре или температурном интервале внутри диапазона от Tmin до Тmах и которые отличаются друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов при условии, что химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования (Тгель) и/или время гелеобразования (tгель) второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что Тmах составляет ≤250°С.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что температура гелеобразования (Тгель) используемых препаратов составляет от 20 до 150°С.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что Тгель при переходе от одной порции препарата к другой снижают.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что изменение Тгель осуществляют ступенчато.
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что изменение Тгель осуществляют непрерывно.
7. Способ по п.4, отличающийся тем, что процесс закачивания включает по меньшей мере одну фазу с непрерывным изменением Тгель при условии, что до и/или после этой фазы закачивают по меньшей мере одну другую порцию препарата (F), температура гелеобразования которого остается постоянной.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкость подлежащих использованию гелеобразующих препаратов (F) до закачивания в нефтяной пласт возрастает при переходе от одной порции препарата к другой.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что зону между нагнетательной и добывающей скважинами на основании результатов анализа распределения температур разделяют по меньшей мере на два отдельных участка, причем количество закачиваемых порций гелеобразующего препарата соответствует количеству указанных отдельных участков, и причем соотношение между объемами подлежащих закачиванию порций гелеобразующего препарата выбирают в соответствии с соотношением полых объемов указанных отдельных участков.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что отдельные порции гелеобразующего препарата закачивают непосредственно одна за другой.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что отдельные порции закачивают с перерывами, во время которых прекращают закачивание препарата (F).
12. Способ по п.11, отличающийся тем, что во время перерывов закачивают воду и/или пар.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадию (2) реализуют путем нагнетания вытесняющей среды в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину и отбора сырой нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что его осуществляют непосредственно после нагнетания пара в месторождение.
15. Способ по одному из пп.1-14, отличающийся тем, что препаратами (F) являются кислые водные препараты, которые содержат по меньшей мере:
- воду,
- растворенное в воде соединение металла, которое при смешивании с основанием способно образовывать гели, а также
- водорастворимый активатор, который при температуре Т ≥ Тгель вызывает повышение показателя рН водного раствора.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что растворенным соединением металла является соль алюминия(III).
17. Способ по одному из пп.1-14, отличающийся тем, что препаратами (F) являются водные препараты, которые содержат по меньшей мере:
- воду,
- коллоидные соединения кремния,
- водорастворимый активатор, который при температуре Т ≥ Тгель вызывает повышение показателя рН водного раствора.
18. Способ по п.17, отличающийся тем, что коллоидным соединением кремния является коллоидный диоксид кремния.
19. Способ по одному из пп.1-14, отличающийся тем, что препаратами (F) являются водные препараты, которые содержат по меньшей мере:
- воду,
- водорастворимый сшиваемый полимер, а также
- водорастворимые сшивающие компоненты, которые при температуре Т ≥ Тгель обеспечивают сшивание полимера.
