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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен способ изоляции проницаемого пласта, сложенного терригенными породами путем последовательной закачки в пласт алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола пропиленом и жидкого стекла (см. Патент РФ 1804548, МКИ Е 21 В 33/13, 1993 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность способа.

Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия, а между ними закачки оторочки пресной воды (см. Патент РФ 2086757, МКИ Е 21 В 43/22, 1997 г.).

Недостатком известного способа является необходимость постоянного контроля за размерами оторочки пресной воды и за концентрацией полиакриламида в растворе.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт водных растворов полиакриламида, щелочи и солей алюминия (см. Патент РФ 2103491, МКИ Е 21 В 43/32, 1998 г.).

Недостатком данного способа является низкая эффективность его применения для ограничения водопритока в добывающие скважины вследствие использования реагентов с низкой концентрацией и возможности размыва образуемой гелеобразной системы закачиваемой водой.

Задачей изобретения является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности обработки высокопроницаемых зон пласта путем снижения их проницаемости закачкой через добывающие и нагнетательные скважины реагентов, способных образовывать прочную гелеобразную систему непосредственно в пластовых условиях с высокими структурно-механическими характеристиками.

Поставленная задача решается описываемым способом регулирования разработки нефтяного пласта путем последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия, в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия иди щелочной сток производства капролактама 8,0 - 15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащийся отход производства алкилирования бензола олефинами 5,0 - 25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома.

Для решения поставленной задачи в качестве водорастворимого полимера могут использовать, например, полиакриламид (ПАА), или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), или гидроксиметилцеллюлозу (ГЭЦ).

В качестве щелочного агента используют силикат щелочного металла - низкомодульное жидкое стекло с силикатным модулем от 2,6 до 3 с массовой долей двуокиси кремния 24,1-35,0% по ГОСТ 13078-81 или щелочной сток производства капролактама по ТУ 113-03-488-84.

Алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами берут по ТУ 38.302163-89.

Ацетат хрома используют с концентрацией 0,005 - 0,04%.

Для эффективного регулирования разработки нефтяного пласта через нагнетательные или добывающие скважины вначале закачивают раствор - водорастворимый полимер, который, набухая и частично растворяясь в воде, образует гель. Последующая адсорбция полимера на поверхности поровых каналов создает фактор остаточного сопротивления для воды в наиболее проницаемых зонах пласта.

Далее закачивают водный раствор щелочного агента, при взаимодействии которого с водорастворимым полимером происходит сшивка по амидным группам. После закачки соли алюминия происходит дальнейшая сшивка полимера трехвалентным катионом алюминия (Аl³+) и образование гидроокиси алюминия, и в результате в пласте образуется изолирующая система. Для предотвращения вымывания образующейся изолирующей системы в высокопроницаемых зонах пласта в последнем цикле закачку раствора водорастворимого полимера производят с введением в него ацетата хрома. Рабочие концентрации реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Варьируя концентрациями закачиваемых реагентов, можно регулировать время образования изолирующей системы и получить изолирующую систему в высокопроницаемой зоне пласта с различными вязкостными свойствами. Такая последовательность закачки реагентов позволяет более эффективно выравнивать проницаемости пласта вблизи прискважинной зоны или в объеме пласта. При закачке реагентов через нагнетательные скважины увеличивается охват пласта воздействием за счет перекрытия водопроницаемых зон и вовлечения в разработку нефтесодержащих зон, а при закачке реагентов через добывающие скважины образовавшаяся в пласте изолирующая система сдерживает прорыв закачиваемой воды к забою скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению охвата воздействием и уменьшению обводненности добываемой продукции.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом изобретении, то есть о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень".

Способ осуществляется следующим образом.

Производят подготовку наземного оборудования и скважины, которая включает в себя проведение комплекса геофизических и промысловых исследований. В соответствующих емкостях готовят растворы закачиваемых реагентов или закачку реагента приводят одновременно с закачкой воды в объемах, необходимых для получения нужной концентрации реагента непосредственно в пласте. Вначале в пласт закачивают 0,01-0,5%-ный водный раствор полимера, затем водный раствор щелочного агента 8,0-15,0% концентрации, а затем водный раствор соли алюминия 5,0-25,0%-ной концентрации. Так проводят 2-5 циклов закачки реагентов в указанной последовательности с проталкиванием раствора каждого реагента буферной жидкостью - пресной водой. Для предотвращения размыва образующейся изолирующейся системы в последнем цикле закачку раствора полимера осуществляют с введением в него ацетата хрома. Далее оставляют скважину для реагирования в течение 1 суток и возобновляют существующую систему разработки нефтяного пласта.

Данное изобретение иллюстрируется примерами конкретного выполнения, которые проводят в лабораторных условиях. Об эффективности заявляемого изобретения судят по структурно-механическим характеристикам образуемой в пласте гелеобразной системы и по коэффициенту изоляции.

Для определения количества осадка в мерные колбы в различных объемных соотношениях добавляют реагенты, что моделирует процесс их смешения в пласте. Осадок выдерживают до прекращения изменения объема. Процесс образования осадка в основном завершается через 2 суток при комнатной температуре. Образовавшийся осадок переносят на фильтр, высушивают и взвешивают. Измеряют количество образовавшегося осадка. Данные приведены в таблице. Полученные данные подтверждают, что при смешении используемых реагентов происходит образование осадка, что указывает на способность предлагаемого изобретения эффективно воздействовать на нефтяной пласт. Количество осадка увеличивается по мере роста концентрации закачиваемых реагентов.

Структурную вязкость определяют на вискозиметре и рассчитывают по формуле M=KxPxt, где М - эффективная вязкость, Па•с; К - постоянная вискозиметра; t - время погружения шарика, с; Р - приложенная нагрузка, г/см².

Для определения коэффициента изоляции используют насыпные линейные насыпные модели нефтяного пласта, имитирующие элемент однородной пористой среды нефтяного пласта. Длина модели 50 см, диаметр 3 см, в качестве пористой среды берут промытый и молотый кварцевый песок. Для насыщения пористой среды и в качестве агента для доотмыва остаточной нефти используют воду, которую готовят путем разбавления пластовой воды до плотности 1,09 г/см³. Исследования проводят в режиме стабилизированного постоянного давления. Вначале пористую среду насыщают закачиваемой водой в количестве 5-6 п.о. до стабилизации скорости фильтрации жидкости. Определяют начальную проницаемость модели (К_н). Затем последовательно закачивают используемые реагенты общим объемом 20% от объема пор с закачкой буферной оторочки - пресной воды между закачками реагентов в количестве 6% от объема пор. Для реагирования выдерживают модели до 48 часов.

Осуществляют доотмыв прокачкой 6-8 п.о. закачиваемой воды до стабилизации скорости фильтрации жидкости. Определяют конечную проницаемость (К_к). Коэффициент изоляции подсчитывают по формуле
.

Для определения давления прорыва воды воду закачивают через выход модели, моделирую при этом направление движения жидкости "пласт-скважина". Результаты исследований приведены в таблице.

Пример 1 (по предлагаемому способу). В модель пласта последовательно закачивают 0,01%-ный раствор полиакриламида, 8,0%-ный раствор силиката натрия с силикатным модулем 4, затем 5%-ный раствор алюмохлорида с проталкиванием каждого раствора реагента пресной водой. Так проводят 2 цикла закачки реагентов. После смешения потоков в пористой среде модель пласта выдерживают в течение 48 часов и определяют проницаемость модели после образования изолирующей системы.

Пример 2. Проводят аналогично примеру 1, но закачку реагентов осуществляют в 3 цикла и в последнем цикле закачку водного раствора полиакриламида осуществляют с введением в него ацетата хрома 0,04%-ной концентрации.

Примеры 3-6 проводят аналогично примеру 1, используя предлагаемые реагенты в различных вариантах.

Пример 7 (прототип). В модель пласта последовательно закачивают водный раствор полиакриламида 0,25%-ной концентрации, затем 2,0%-ный водный раствор силиката натрия и 1,0%-ный раствор алюмохлорида. Закачку реагентов проводят в 2 цикла.

Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу неоднородного по геологическому строению пласта на поздней стадии разработки за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяного пласта за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам и выравнивания приемистости в нагнетательных скважинах. Техническим результатом является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности обработки высокопроницаемых зон пласта путем снижения их проницаемости. В способе регулирования разработки нефтяного пласта путем последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0 - 15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащийся отход производства алкилирования бензола олефином 5,0 - 25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ регулирования разработки нефтяного пласта, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия, отличающийся тем, что в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0-15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефином 5,0-25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют с введением в него ацетата хрома.