СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Способ относится к нефтяной и газодобывающей промышленности и может быть использован для увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку через нагнетательные скважины нефтяной эмульсии для выравнивания профиля приемистости /1/.

Недостатком данного способа является то, что эмульсии представляют собой термодинамически неустойчивые системы, способные распадаться при недостаточной стабилизации за короткий период, и для их получения необходимы стационарные установки, дополнительные реагенты, кроме того, после закачки гидрофобной эмульсии затруднительна закачка гидрофильного гелевого состава.

Наиболее близким к заявляемому по технологической и физической сущности воздействия на обводненный пласт является способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку через нагнетательные скважины нефтяной эмульсии и периодическую закачку гелеобразующего состава /2/.

Недостатком данного способа является сложность осуществления технологического процесса.

Задачей изобретения является изоляция водопроводящих зон пласта, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной залежи, включающем периодическую закачку через нагнетательные скважины углеводородной жидкости и гелеобразующего материала, закачку вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве углеводородной жидкости закачивают углеводородный отход нефтепереработки - мазут в объеме 400 - 500 м³, а в качестве гелеобразующего материала используют гель кремнийорганического соединения на углеводородной основе, а перед закачкой указанных углеводородов прокачивают гидрофобизатор.

Кроме того, с целью облегчения продавки закрепляющего экрана в качестве кремнийорганического соединения используют органоэтоксихлорсилоксан - продукт 119 - 204.

Для получения геля на углеводородной основе используют продукт 119-204 по ТУ 6-02-1294-84 и нефть.

В качестве гидрофобизатора используют водорастворимые кремнийорганические жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. На поздней стадии эксплуатации коллектор пласта характеризуется большой водонасыщенностью и, как правило, имеет гидрофильную поверхность. Для того, чтобы снизить фильтрационное сопротивление при закачке углеводородного изолирующего материала, обладающего гидрофобными свойствами, предварительно прокачивают водный раствор гидрофобизатора - 0,5 - 2% ГКЖ-10 или ГКЖ-11. После этого закачивают оторочку гидрофобного гелеобразующего состава - расчетный объем мазута-оторочка гидрофобного гелеобразующего состава. Такая последовательность закачки обеспечивает снижение фильтрационного сопротивления при закачке высоковязкого мазута (50 - 80 мПа•с), а оторочки геля обеспечивают неподвижность изолирующего экрана. Дополнительное фильтрационное сопротивление экрана создается за счет его гидрофобности.

Пример реализации способа. Разрабатывают нефтяную залежь Самотлорского месторождения, пласты АВ_2-3 и БВ₈, характеризующиеся гидрофильностью коллектора и высокой обводненностью. Проводятся гидродинамические и геофизические исследования нагнетательных и добывающих скважин. Промывается забой нагнетательных скважин, проверяется исправность устьевого оборудования, производится опрессовка колонны до 150 атм, устанавливаются вентили высокого давления для контроля за давлением закачки.

Для реализации технологического процесса используют стандартное оборудование. Рабочие растворы готовят непосредственно на скважине. Сначала готовится водный раствор гидрофобизатора, содержащий 0,5 -1,5% ГКЖ-10 (ГКЖ-11), и закачивается в скважину в объеме 100 - 250 м³. Вслед за ним закачивают раствор гидрофобного геля, представляющий собой состав, содержащий 12% продукта 119-204, 80% нефти и 10% воды. Гелеобразующий состав готовится в строгой последовательности: емкость заполняют расчетным количеством нефти, затем добавляют расчетное количество воды (любой), нефть перемешивают с водой в течение 30-60 минут до получения эмульсии, стабильной в течение часа. Далее при интенсивном перемешивании в емкость заливают продукт 119-204, перемешивание продолжается в течение 30 минут и производится закачка в скважину. После завершения закачки гелеобразующего состава производится закачка мазута в объеме 400 - 500 м³. В процессе закачки мазута контролируется пластовое давление и давление на устье скважины. Давление при закачке реагента не должно превышать начальное пластовое давление более чем на 10 - 15%. Завершают технологический процесс закачка оторочки гидрофобного геля и выдержка на период отвердения геля. Через сутки скважину запускают в работу и начинают нагнетать вытесняющий агент.

Эффективность предлагаемой технологии обеспечивается тем, что в отличие от известной технологии мазут не меняет своих физико-химических свойств после продавки его в пласт. Подвижность мазута в пласте ограничивается оторочкой сшитого геля, свойства которого удовлетворяют всем технологическим требованиям, предъявляемым к составам для создания низкопроницаемого экрана. Время гелеобразования можно варьировать от 8-48 часов при температуре 20 - 25^oC. Прочность геля составляет 460 - 500 Па. Изолирующий экран обладает гидрофобными свойствами, следовательно, создается дополнительное фильтрационное сопротивление нагнетаемым водам.

В результате проведенных изоляционных работ происходит выравнивание профиля приемистости и перераспределение потоков вытесняющего агента, вовлечение в разработку ранее неохваченных участков пласта, следовательно, увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов.

Источники информации:
1. Патент РФ N2096600, кл. E 21 B 43/22, 1997 г.

2. Патент РФ N2094601, кл. E 21 B 43/22, 1997 г. ПРОТОТИП.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - изоляция водопроводящих зон пласта, выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов. Способ разработки обводненной залежи включает периодическую закачку через нагнетательные скважины углеводородной жидкости и гелеобразующего материала, закачку вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве углеводородной жидкости закачивают углеводородный отход нефтепереработки - мазут в объеме 400 - 500 м³, а в качестве гелеобразующего материала используют гель кремнийорганического соединения на углеводородной основе, при этом перед закачкой указанных углеводородов прокачивают гидрофобизатор, причем в качестве кремнийорганического соединения используют органоэтоксихлорсилоксан - продукт 119 - 204. 1 з.п.ф-лы.

1. Способ разработки обводненной залежи, включающий периодическую закачку через нагнетательные скважины углеводородной жидкости и гелеобразующего материала, закачку вытесняющего агента и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости закачивают углеводородный отход нефтепереработки - мазут в объеме 400 - 500 м³, а в качестве гелеобразующего материала используют гель кремнийорганического соединения на углеводородной основе, а перед закачкой указанных углеводородов прокачивают гидрофобизатор. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганического соединения используют органоэтоксихлорсилоксан - продукт 119-204.