СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/22 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи на основе вязко-упругих полимерных составов.

Известны способы повышения фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых пропластков, направленные на увеличение нефтеотдачи пластов, включающие приготовление и закачку различных полимерных гелеобразующих составов.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов (Усов С.В. и др., Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами, «Нефтяное хозяйство», №1, 1991, с.41-43). Технология основана на тампонировании пластов под давлением фильтрующимся полимерным гелеобразующим составом с последующим докреплением полимерными составами. Применяемый для обработок состав представляет собой водный раствор полиакриламида (ПАА) с добавкой сшивателя. Все компоненты состава порошкообразные и хорошо растворимы в воде. В качестве воды используют слабоминерализованную или техническую пресную воду из системы ППД.

Недостатком известного способа является то, что при снижении температуры ниже 0°С происходит замерзание раствора сшивателя, что препятствует приготовлению полимерного состава. При температуре 0°С эффективность сшивателя снижается, и следовательно, снижается эффективность охвата пласта воздействием. Также, при разработке нефтяной залежи на поздней стадии возникает необходимость частого повторения операций известного способа. Из-за депрессионного воздействия в призабойной зоне гель разрушается и эффект изоляции уменьшается. Аналогично, при закачке в первой оторочке водного раствора ПАА происходит адсорбция частиц ПАА на поверхности пор, что приводит к образованию системы недостаточной прочности. В результате снижается нефтеотдача пластов.

Технической задачей предложения является увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием. А также расширение технологических возможностей способа.

Решение поставленной задачи обеспечивает способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов.

Новым является то, что предварительно определяют объем закачки, закачивают первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, в качестве первой оторочки используют состав на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0, ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, причем для приготовления сшивателя используют воду с минерализацией 50-290 г/л, затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с поверхностно-активным веществом (ПАВ) и первой оторочкой, в качестве второй оторочки используют состав на основе полиакриламида со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, а затем останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 суток.

Также новым является то, что суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды соответственно 1:0,5:0,5.

Также новым является то, что ПАА по сухому продукту составляет 0,5-40% от количества КМЦ.

Также новым является то, что для высокопроницаемых интервалов пласта, начиная, по крайней мере, со второй оторочки, производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду.

Для приготовления составов используют следующие реагенты:

- карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), например, по ТУ 2231-002-50277563-2000. ТУ 2231-017-32957739-02, ТУ 2231-057-07508003-2002 (водорастворимый, порошкообразный);

- полиакриламид (ПАА), отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортный с молекулярной массой (3-15)-10⁶, например, DP9-8177, Alkoflood 935, Alkoflood 1175.

В качестве сшивателя используют водный раствор ацетата хрома по ТУ 6-0200209912-7000, дубитель марки «Водный раствор ацетата хрома» ТУ 2499-001-50635131-00.

В качестве воды для приготовления сшивателя используют воду плотностью от 1,04 до 1,2 г/см³ с минерализацией 50-290 г/л.

В качестве наполнителя используют мел, тальк, древесную муку, глинопорошок, сломель и другие в количестве 1,0-10%.

В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют водорастворимые ПАВ, например НЕОНОЛ марки АФ_9-10, АФ_9-12 с концентрацией 0,03-1,0%.

Сущность предложения заключается в следующем.

По результатам исследований скважин определяют фильтрационные свойства пласта с выделением пропластков с различной степенью поглощения и определяют объем закачки изолирующих составов. Предварительно готовят сшиватель путем смешения ацетата хрома с водой плотностью от 1,04 до 1,2 г/см³, минерализацией 50-290 г/л, что исключает возможность замерзания сшивателя при температуре ниже 0°С. Затем осуществляют последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов, например в виде водного раствора или суспензии. В качестве первой оторочки закачивают в пласт состав на основе карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0; ацетат хрома - 0,05-0,5; вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, в объеме 15% порового объема. Закачка первой оторочки позволяет изолировать высокопроницаемые интервалы пласта, ограниченный объем оторочки не даст возможности проникнуть в низкопроницаемые интервалы. При движении первой оторочки по пласту не происходит оседания частиц на поверхности пор. Затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой. Концентрация ПАВ зависит от минерализации закачиваемой воды. В качестве второй оторочки используют состав на основе полиакриламида со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0; ацетат хрома 0,05-0,5; вода - остальное с минерализацией 0-290 г/л. Суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды 1:0,5:0,5. ПАА по сухому продукт составляет 0,5-40% от количества КМЦ. Для высокопроницаемых интервалов пласта, начиная, по крайней мере, со второй оторочки, производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду. Скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 суток.

Суспензию или водные растворы полимерных составов готовят, используя для этой цели струйные насосы и установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину.

Предлагаемый способ обеспечивает равномерное распределение закачиваемых составов в неоднородных по проницаемости зонах пласта, повышает прочность формируемого изоляционного экрана, что приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых зон пласта и к повышению эффективности охвата пласта воздействием. И, как следствие, приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, снижению обводненности добывающих скважин.

Для экспериментальных исследований использовалась линейная модель пласта, представляющая собой две одинаковые колонки (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см²). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта.

Исследования проводили в следующей последовательности:

- после вакуумирования модель последовательно насыщали минерализованной водой и нефтью Ромашкинского месторождения, плотностью 0,810-0,890 г/см³. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;

- проводили вытеснение нефти минерализованной водой, плотностью 1,0-1,2 г/см³ с замером на выходе объемов нефти и воды;

- готовили сшиватель путем смешения ацетата хрома с водой плотностью от 1,04 до 1,2 г/см³, минерализацией 50-290 г/л и затем готовили составы на основе полимеров;

- в модель закачивали последовательно первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, затем вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой. Модель выдерживали от 1 до 5 суток для полного гелеобразования, формирования изоляционного барьера. При высокой проницаемости модели пласта, начиная со второй оторочки, в полимерный состав первой оторочки дополнительно вводили наполнитель;

- после чего проводили довытеснение нефти минерализованной водой путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.

Таким образом, моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.

В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки полимерных составов.

Результаты фильтрационных исследований приведены в таблице.

Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды полимерных составов по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой составов.

Как видно из таблицы, ОФС по предлагаемому способу разработки на неоднородных по проницаемости пористых средах возрастает в 2,5 раз по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 1,4 раза.

Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин изменением и выравниванием фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет повышения прочности формируемого изоляционного экрана, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

ТаблицаРезультаты фильтрационных исследований полимерных составов на насыпных моделях пласта№ ппоторочкаЗакачиваемый состав, мас.%Плотность воды, г/см³Поровый объем, см³Начальная проницаемость по воде, мкм²Закачанный объем состава, см³Конечная проницаемость по воде, мкм²Прирост коэффициента нефтевытеснения, %Остаточный фактор сопротивления, R_остКМЦПААацетат хромаводаПАВнаполнитель123456789101112131415110,5 0,199,4     21     а 0,10,199,8 -   10,5    2б   99,950,05 1,001401,285,250,0051,7256  в0,5 0,199,4     5,25   210,5 0,199,4     22,5     а 0,10,196,8 3,0   11,25    2б   99,950,05 1,001503,425,630,0172,5201  в0,5 0,199,4     5,63   310,5 0,199,4     21     а 0,10,189,8 10,0   10,5    2б   99,950,05 1,001407,15,250,063,2118  в0,5 0,199,4     5,25   411,0 0,298,8     18     а 0,30,299,5 -   9    2б   99,970,03 1,001201,04,50,0041,2250  в1,0 0,298,8     4,5   513,0 0,396,7     21    а 0,50,399,2 -10,5 2б   99,920,08 1,001401,25,250,0052,5240  в3,0 0,396,7     5,25   615,0 0,594,5     21     а 1,00,598,5 -   10,5    2б   99,90,1 1,001401,15,250,0045,5275  в5,0 0,594,5     5,25   710,3 0,0599,65     22,5     а 0,0060,0599,944 -   11,25    2б   99,20,8 1,001500,635,630,0032,4210  в0,3 0,0599,65     5,63   

Продолжение таблицы123456789101112131415810,3 0,0599,65     22,5    а 0,0060,0599,944 -11,25 26   99,20,8 1,061500,635,630,0042,3158  в0,3 0,0599,65     5,63   910,3 0,0599,65  1,181500,6322,50,00482,3131 а 0,0060,0599,944 -11,25 2б   99,01,0 5,63  в0,3 0,0599,65  5,63прототип1   0,50,399,2  1,001406,8420,091,175,52   0,20,299,6  1,001401,3420,0151,586,7

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи на основе вязко-упругих полимерных составов. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа. В способе выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающем приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов, предварительно определяют объем закачки, закачивают в объеме 15% порового объема первую оторочку полимерного состава, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза - КМЦ - 0,3-5,0, сшиватель - ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, где для приготовления сшивателя используют воду с минерализацией 50-290 г/л, затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой. Вторая оторочка состава, мас.%: полиакриламид - ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное. Затем останавливают скважину на технологическую выдержку 1-5 суток. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов, отличающийся тем, что предварительно определяют объем закачки, закачивают первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, в качестве первой оторочки используют состав на основе карбоксиметилцеллюлозы - КМЦ со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0, ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, причем для приготовления сшивателя используют воду с минерализацией 50-290 г/л, затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой, в качестве второй оторочки используют состав на основе полиакриламида - ПАА со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, а затем останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 сут.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды 1:0,5:0,5.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что ПАА по сухому продукту составляет 0,5-40% от количества КМЦ.4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для высокопроницаемых интервалов пласта, начиная, по крайней мере, со второй оторочки, производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду.