СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения или паротеплового воздействия на пласт.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, в котором для ограничения водопритока используют последовательную закачку оторочек растворов полимера и солей поливалентных металлов. При смешивании в пласте этих двух растворов происходит сшивание полимера с образованием геля через поливалентный катион (Пат. США 3762476; 3833061 и 4018286). Способ требует больших затрат, кроме того, применяемые в виде двух растворов компоненты в пористой среде плохо перемешиваются, в результате гель или не получается, или образуется не во всем объеме.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения путем его заводнения с выравниванием фронта вытеснения нефти закачкой водорастворимого полимера - метилцеллюлозы, образующего в пласте гель, закупоривающий высокопроницаемые пропластки. Перед закачкой полимер смешивают с минерализованной водой хлоркальциевого типа (А.с. 681993, МКИ Е 21 В 43/20, БИ 47, 1991). Однако соли, входящие в состав минерализованной воды, значительно снижают температуру и время образования геля полимера в пласте, что затрудняет применение способа для пластов с высокой температурой.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение нефтеотдачи путем регулирования процесса заводнения или паротеплового воздействия на пласт и ограничения водопритока при комплексном воздействии гелеобразующим составом на нагнетательные и добывающие скважины в высоконеоднородных пластах с температурой от 50 до 200^oС.

Технический результат достигается тем, что способ разработки нефтяного месторождения путем заводнения и ограничения водопритока в высокопроницаемых пластах гелеобразующим составом на основе метилцеллюлозы включает закачку оторочки указанного состава с продвижением ее в пласт закачиваемой водой с образованием геля, отличается тем, что указанный состав, продвигаемый водой, закачивают в нагнетательную скважину и скважину закрывают до гелеобразования, подключают ее к нагнетанию, затем в добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной, закачивают оторочку указанного состава, продвигают ее в пласт нефтью, скважины закрывают для гелеобразования, после чего запускают в работу. Гелеобразующий состав на основе метилцеллюлозы дополнительно содержит, по крайней мере, один компонент из группы: карбамид и роданид аммония или калия, или натрия при следующих соотношениях, мас.%:
Метилцеллюлоза - 0,5 - 2,0
По крайней мере один компонент из группы
карбамид - 2,0 - 20,0
роданид аммония или калия, или натрия - 1,0 - 10,0
вода - Остальное
Возможность регулирования процесса заводнения и ограничения водопритока в пласте основана на свойстве системы метилцеллюлоза - вода при пластовой температуре образовывать устойчивые гели непосредственно в пористой среде пласта и сохранять свои реологические характеристики при высоких температурах.

Использование карбамида и солей роданистоводородной кислоты позволяет увеличить температуру и время гелеобразования раствора полимера - метилцеллюлозы. Влияние карбамида, роданидов и минерализации воды аддитивно, поэтому, варьируя концентрации карбамида, солей роданистоводородной кислоты и минерализацию закачиваемых вод, можно получить композиции с любой температурой гелеобразования в интервале 50-200^oС. Кроме того, карбамид и роданиды повышают смачиваемость и растворимость метилцеллюлозы в воде, что значительно улучшает технологичность способа. Карбамид и роданиды являются также индикаторами-трассерами. Наличие трассеров позволяет дополнительно осуществлять контроль за разработкой месторождений.

Гелеобразующие системы, содержащие метилцеллюлозу, карбамид и роданиды, эффективно изолируют высокопроницаемые пропластки, при этом можно добиваться существенного прироста коэффициента нефтевытеснения. Использование карбамида и солей роданистоводородной кислоты дает возможность в широких пределах регулировать температуру и время гелеобразования композиции, подстраивая их под конкретные условия месторождений.

В табл. 1 и 2 приведены результаты исследований зависимости температуры гелеобразования раствора полимера от концентраций карбамида и солей роданистоводородной кислоты в пресной и минерализованных водах. Возрастание температуры гелеобразования линейно связано с увеличением концентрации.

Реализация способа в промышленных условиях состоит в следующем.

Технология увеличения нефтеотдачи за счет регулирования фильтрационных потоков, ограничения водопритока, увеличения охвата пласта заводнением с применением гелеобразующих композиций реализуется путем закачки оторочки композиции в нагнетательные и гидродинамически связанные с ними добывающие скважины.

Приготовление гелеобразующего состава в промысловых условиях осуществляют следующим образом. Метилцеллюлозу, карбамид и соль роданистоводородной кислоты (например, аммоний роданистый) автотранспортом доставляют непосредственно к нагнетательной и добывающим скважинам. Расчетное количество метилцеллюлозы, карбамида и аммония роданистого через эжектор загружают в емкость для приготовления состава, в которую из паровой пропарочной установки (ППУ) подают горячую пресную воду с температурой 60 - 90^oС в количестве 0,2 - 0,5 объема всей необходимой воды, и тщательно перемешивают. Перемешивание осуществляют насосным агрегатом (АН-700, ЦА-320 или аналогичного типа). В полученную суспензию в эту же емкость подают необходимое количество холодной воды с температурой 0 - 20^oС (пресной, закачиваемой или пластовой, в зависимости от выбранного состава, с учетом условий нефтяного месторождения) и производят перемешивание путем циркуляции по системе насос - емкость - насос в течение 1 - 2 часов до получения однородного раствора.

В нагнетательную скважину закачивают оторочку гелеобразующей композиции в объеме 3 - 10 м³ на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта. Состав композиции подбирают с учетом температуры на забое скважины. Продвижение оторочки гелеобразующего состава осуществляют закачиваемой водой в объеме 50-200 м³ и оставляют на реакцию на 1-3 суток, после чего продолжают нагнетание закачиваемой воды.

В добывающие скважины закачивают оторочку гелеобразующей композиции, подобранной исходя из конкретных пластовых условий в объеме 3-5 м³ на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта, затем нефтью в объеме, равном объему оторочки, продвигают на определенное расстояние в пласт и закрывают скважину на 12-24 часа для образования геля, а затем вызывают приток нефти.

При осуществлении технологического процесса используют стандартное оборудование.

Эффективность применения указанного способа разработки нефтяного месторождения оценивают по результатам исследования фильтрации гелеобразующих составов через водонасыщенные модели и в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок с различной проницаемостью. Используют насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала, нефть и модели закачиваемых вод пластов месторождений Западной Сибири. Вытеснение нефти водой осуществляют до полной обводненности продукции из высокопроницаемой колонки или из обеих колонок. Через 5-15 минут замеряют температуру, давления на входе и выходе из колонок, объемы вытесненной нефти и воды из каждой колонки. По полученным данным рассчитывают градиент давления grad Р, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут, подвижность жидкостей k/μ, мкм²/(мПа•с) и коэффициент вытеснения нефти водой Кв, %.

После вытеснения нефти водой одновременно в обе колонки закачивают оторочку гелеобразующего состава, причем при моделировании добывающей скважины закачку производят в сторону, противоположную основному движению жидкости в скважине, а при моделировании нагнетательной скважины - по ходу основного движения жидкости. Затем оторочку композиции продвигают на заданное расстояние водой или нефтью и термостатируют определенное время для образования геля. После выдержки осуществляют нагнетание воды. Измерение указанных выше параметров: температуры, давления на входе и выходе, объемов вытесненной нефти и воды из каждой колонки производят постоянно, через 5-15 минут. По полученным данным также рассчитывают градиент давления grad P, скорость фильтрации V, подвижность жидкостей k/μ, абсолютный коэффициент вытеснения нефти составом и водой.

Проницаемость моделей пласта находилась в интервале: для более низкопроницаемых колонок 0,131-0,313 мкм², для высокопроницаемых колонок 0,667-2,154 мкм², соотношение исходных газопроницаемостей моделей варьировалось от 4 до 9,3. Исследование фильтрации и вытеснение нефти проводили при температурах 55, 80, 95, 90-120 и 200^oС, моделируя условия пластов как для добывающих, так и для нагнетательных скважин. Так как закачка гелеобразующих составов во всех опытах производилась одновременно в обе колонки, то в низкопроницаемые колонки входило существенно меньшее количество состава по сравнению с высокопроницаемыми колонками. Соотношение объемов закачки гелеобразующих составов в высоко- и низкопроницаемые колонки находилось в интервале 3,9-13,4, что коррелирует с соотношением исходных газопроницаемостей моделей. В результате величина оторочки гелеобразующего раствора в более низкопроницаемых колонках составила 0,034-0,061 поровых объемов, а высокопроницаемых 0,238-0,469 поровых объемов. После закачки гелеобразующего состава и образования геля в модели пласта давление сначала повышалось, затем во всех экспериментах наблюдался прорыв воды через оторочку геля в более низкопроницаемой колонке, после чего давление падало, а затем устанавливалось на определенном уровне. При этом происходило перераспределение фильтрационных потоков - фильтрация жидкости осуществлялась теперь в основном через более низкопроницаемую колонку, в то время как через высокопроницаемую колонку фильтровалась только очень небольшая часть: соотношение объемов фильтруемых жидкостей через колонки изменялось по сравнению с исходным (до закачки гелеобразующего раствора) в 5-320 раз, резко снижалась подвижность жидкости высокопроницаемой модели пласта. Перераспределение фильтрационных потоков сопровождалось доотмывом нефти в основном из низкопроницаемых колонок, прирост коэффициента нефтевытеснения по которым составил 1,08-17,86%. На фиг. 1-4 и в табл. 3 представлены изменения скоростей фильтрации, подвижностей жидкости и коэффициентов нефтевытеснения для различных гелеобразующих составов, для добывающих и нагнетательных скважин.

Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа происходит перераспределение фильтрационных потоков, при этом резко снижается подвижность жидкости в высокопроницаемой колонке, а в низкопроницаемой в конечном счете остается на том же уровне, коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается в 1,6-2,3 раза. Перераспределение фильтрационных потоков сопровождается доотмывом остаточной нефти, особенно интенсивным из низкопроницаемой колонки. В добывающих скважинах наблюдается снижение обводненности продукции и увеличение дебитов нефти. Предлагаемый способ комплексного воздействия гелеобразующим составом на нагнетательные и добывающие скважины эффективен для регулирования фильтрационных потоков в пласте, ограничения водопритока, увеличения охвата пласта заводнением или паротепловым воздействием на пласт и в конечном счете повышения нефтеотдачи для высоконеоднородных коллекторов нефтяных месторождений, в частности месторождений Западной Сибири и Республики Коми, как на ранней, так и на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения или паротеплового воздействия. Техническим результатом является увеличение нефтеотдачи путем регулирования процесса заводнения или паротеплового воздействия на пласт и ограничения водопритока при комплексном воздействии гелеобразующим составом на нагнетательные и добывающие скважины в высоконеоднородных пластах с температурой 50 - 200^oС. В способе разработки нефтяного месторождения путем заводнения и ограничения водопритока в высокопроницаемых пластах гелеобразующим составом на основе метилцеллюлозы, включающем закачку оторочки указанного состава с продвижением ее в пласт закачиваемой водой с образованием геля, указанный состав, продвигаемый водой, закачивают в нагнетательную скважину и скважину закрывают для гелеобразования, подключают ее к нагнетанию, затем в добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной, закачивают оторочку указанного состава, продвигают ее в пласт нефтью, скважины закрывают для гелеобразования, после чего запускают в работу. Причем гелеобразующий состав на основе метилцеллюлозы содержит, мас.%: метилцеллюлоза 0,5 - 2,0 по крайней мере один компонент из группы карбамид 2,0 - 20,0, роданид аммония или калия, или натрия 0,1 - 10,0, вода - остальное. 1 з.п.ф-лы, 3 табл.

1. Способ разработки нефтяного месторождения путем заводнения и ограничения водопритока в высокопроницаемых пластах гелеобразующим составом на основе метилцеллюлозы, включающий закачку оторочки указанного состава с продвижением ее в пласт закачиваемой водой с образованием геля, отличающийся тем, что указанный состав, продвигаемый водой, закачивают в нагнетательную скважину и скважину закрывают до гелеобразования, подключают ее к нагнетанию, затем в добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной, закачивают оторочку указанного состава, продвигают ее в пласт нефтью, скважины закрывают для гелеобразования, после чего запускают в работу. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что гелеобразующий состав на основе метилцеллюлозы дополнительно содержит по крайней мере один компонент из группы карбамид и роданид аммония или калия, или натрия при следующих соотношениях, мас. %:
Метилцеллюлоза - 0,5 - 2,0
По крайненй мере один компонент из группы карбамид - 2,0 - 20,0
Роданид аммония или калия, или натрия - 1,0 - 10,0
Вода - Остальное