СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (ВАРИАНТЫ) Российский патент 2015 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерно-щелочного раствора, раствора щелочи и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ (патент RU №2103490, МПК E21B 43/22, опубл. 27.01.1998 г., БИ №3). В качестве полимерно-щелочного раствора используют водорастворимые полимеры полиакриламид (ПАА) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и соли щелочных металлов органических кислот в соотношении 1:1. В качестве раствора щелочи используют соли щелочных металлов органических кислот, при этом раствор щелочи и водный раствор ПАВ берут в соотношении 1:1.

Известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.

Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий водорастворимый полимер, щелочь и воду (см. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989. С. 40-48). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве щелочи - гидрооксид натрия (едкий натр).

Известный способ позволяет закупорить высокопроницаемые обводненные зоны и повысить охват пласта вытеснением за счет совместной закачки полиакриламида, едкого натрия и воды с образованием неоднородной системы с высокой фильтруемостью, представляющей собой объемные и рыхлые осадки, в которой молекулы полимера связывают отдельные частицы осадка в более плотные агрегаты.

Однако при этом большой объем нефти остается в низкопроницаемых зонах вследствие невысокой эффективности образующегося осадка в пласте. Нефтеотдача залежи остается невысокой.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины водной дисперсии водорастворимого полимера и гидрата окиси щелочного металла (патент RU №2136871, МПК E21B 43/22, опубл. 10.07.1999 г.). При взаимодействии указанных реагентов с закачиваемой водой, содержащей соли поливалентных катионов, образуются объемные осадки, которые блокируют высокопроницаемые каналы и пропластки, увеличивая в них фильтрационное сопротивление. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.

Недостатком известного способа является то, что из-за многократного повторения закачки оторочек происходит постоянное накопление осадка на определенном расстоянии от нагнетательной скважины, а это препятствует рассредоточению его по площади пласта и существенно снижает охват пласта вытеснением.

Техническими задачами изобретения являются увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла.

Новым является то, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 250 м³/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,1-1,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 1,0-10,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

Также технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла.

Новым является то, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,015-0,1, щелочь 0,7-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 250 до 350 м³/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, закачивают щелочную композицию в объеме 15-35% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,5-1,5 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 5,0-15,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 0,5-2,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 0,5-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

Также технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла.

Новым является то, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,02-0,2, щелочь 1,0-1,5, при приемистости нагнетательной скважины от 350 до 500 м³/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, закачивают щелочную композицию в объеме 20-50% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 1,0-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 7,0-20,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что образующиеся при взаимодействии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла с минерализованной водой легкоподвижные мелкодисперсные фильтрующиеся осадки гидрофилизируют поверхность горной породы, равномерно распределяются по пласту со значительным снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым увеличивается охват пласта воздействием. Кроме того, дополнительная закачка в пласт щелочной композиции, состоящей из щелочного реагента и закачиваемой воды, усиливает осадкообразование и за счет щелочного pH улучшает нефтеотмывающие свойства, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтедобычи пластов. Способ осуществляют следующим образом.

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

По первому варианту для скважин с приемистостью от 150 до 250 м³/сут закачивают водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла в объеме 200-300 м³, в качестве водорастворимого полимера используют водорастворимые полимеры акрилового ряда, например, полиакриламиды отечественного и импортного производства с молекулярной массой не менее 5·10⁶ Д, степенью гидролиза не более 25% или эфиры целлюлозы, например, натрий-карбоксиметилцеллюлоза со степенью замещения не менее 700, или гидроксиэтилцеллюлоза импортного или отечественного производства с концентрацией 0,01-0,05 мас.%, в качестве гидроокиси щелочного металла используют натр едкий технический с плотностью 1,49 г/см³ с концентрацией от 0,5 до 1,0 мас.%.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла закачивают до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, после этого в пласт закачивают щелочную композицию в объеме, равном 10-30% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а для получения щелочной композиции используют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией от 1,0 до 10,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией от 1,0 до 5,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м³.

По второму варианту для скважин с приемистостью от 250 до 350 м³/сут закачивают водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла в объеме 250-400 м³, в качестве водорастворимого полимера используют водорастворимые полимеры акрилового ряда, например, полиакриламиды отечественного и импортного производства с молекулярной массой не менее 5·10⁶ Д, степенью гидролиза не более 25%, или эфиры целлюлозы, например, натрий-карбоксиметилцеллюлоза со степенью замещения не менее 700, или гидроксиэтилцеллюлоза импортного или отечественного производства с концентрацией 0,015-0,1 мас.%, в качестве гидроокиси щелочного металла используют натр едкий технический с плотностью 1,49 г/см³ с концентрацией от 0,7 до 1,0 мас.%.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла закачивают до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, после этого в пласт закачивают щелочную композицию в объеме, равном 15-35% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а для получения щелочной композиции используют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией от 0,5 до 1,5 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией от 5,0 до 15,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией от 0,5 до 2,0 мас.%, едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией от 0,5 до 2,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м³.

По третьему варианту для скважин с приемистостью от 350 до 500 м³/сут закачивают водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла в объеме 300-500 м³, в качестве водорастворимого полимера используют полимеры акрилового ряда, например, полиакриламиды отечественного и импортного производства с молекулярной массой не менее 5·10⁶ Д, степенью гидролиза не более 25% или эфиры целлюлозы, например, натрий-карбоксиметилцеллюлоза со степенью замещения не менее 700 или гидроксиэтилцеллюлоза импортного или отечественного производства с концентрацией 0,02-0,2 мас.%; в качестве гидроокиси щелочного металла используют натр едкий технический с плотностью 1,49 г/см³ с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.%.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла закачивают до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, после этого в пласт закачивают щелочную композицию в объеме, равном 20-50% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а для получения щелочной композиции используют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией от 1,0 до 2,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией от 7,0 до 20,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией от 1,0 до 5,0 мас.%, едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией от 1,0 до 5,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м³.

Тринатрийфосфат (ТНФ) представляет собой порошок или кристаллы белого цвета (ГОСТ 201-76), 10%-ный раствор тринатрийфосфата готовят предварительно на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения порошкообразного тринатрийфосфата и пресной воды, плотность 10%-ного раствора тринатрийфосфата составляет 1,064 г/см³.

Щелочной концентрат производства капролактама (ЩКПК) СТО 05761637-003-2012 представляет собой негорючую жидкость со слабым эфирным запахом, имеет щелочную реакцию, представляет собой водный раствор натриевых солей органических кислот - побочных продуктов воздушного окисления циклогексана (массовая доля цикло-гексанона не более 0,2%, циклогексанола не более 0,8%).

Комплексообразующее соединение КС-АФ представляет собой состав, содержащий ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 50-95 мас.%, уксусную кислоту - 50-5 мас.%.

Едкий натр технический по ГОСТ Ρ 55064-2012. Триполифосфат натрия по ГОСТ 13493-86.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

По первому варианту. Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

При приемистости нагнетательной скважины от 150 до 250 м³/сут водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины с использованием стандартного оборудования типа КУДР.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с концентрацией от 0,01 до 0,05 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,5-1,0 мас.%, используя дозировочный насос. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла (едкого натра технического) предварительно готовят на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см³ и пресной воды в объемном соотношении 1:5-1:6.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³.

Затем закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,1-1,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 1,0-10,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

Щелочную композицию готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 0,1-1,0 мас.% или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией 1,0-10,0 мас.% или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией 1,0-5,0 мас.% и перемешивают в течение 10-30 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м³.

По второму варианту. Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

При приемистости нагнетательной скважины от 250 до 350 м³/сут водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины с использованием стандартного оборудования типа КУДР.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с концентрацией от 0,015 до 0,1 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,7-1,0 мас.%, используя дозировочный насос. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла (едкого натра технического) предварительно готовят на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см³ и пресной воды в объемном соотношении 1:5-1:6.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³.

Затем закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,5-1,5 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 5,0-15,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 0,5-2,0, едкий натр технический или триполифосфат натрия - 0,5-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

Щелочную композицию готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 0,5-1,5 мас.% или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией 5,0-15,0 мас.% или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией 0,5-2,0,0 мас.% и едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией 0,5-2,0 мас.% и перемешивают в течение 10-30 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м³.

По третьему варианту

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

При приемистости нагнетательной скважины от 350 до 500 м³/сут водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины с использованием стандартного оборудования типа КУДР.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с концентрацией от 0,02 до 0,2 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 1,0-1,5 мас.%, используя дозировочный насос. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла (едкого натра технического) предварительно готовят на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см³ и пресной воды в объемном соотношении 1:5-1:6.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³.

Затем закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 1,0-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 7,0-20,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0, едкий натр технический или триполифосфат натрия - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

Щелочную композицию готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 1,0-2,0 мас.% или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией 7,0-20,0 мас.% или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией 1,0-5,0 мас.% и едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией 1,0-5,0 мас.% и перемешивают в течение 10-30 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты.

После окончания закачки запланированный объем щелочной композиции продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-15 м³. Во время продавки при отсутствии падения давления определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счет перераспределения фильтрационных потоков в неоднородных пластах, улучшения качества закачиваемого состава в пласт, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Пример конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,55 мкм², нефтенасыщенностью 85,5%, пористостью 21,1-22,4%, нефтенасыщенная толщина пласта - 15,2 м (три пропластка). Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 8,5 т (2,5-9,4 т), средняя обводненность добываемой жидкости - 89% (от 75% до 98%). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (6,1 м) принимает 50 м³/сут, второй пропласток (7,9 м) - 100 м³/сут, третий пропласток (1,2 м) - не принимает (пример 1 табл. 1).

Приемистость нагнетательной скважины 150 м³/сут при давлении 6,5 МПа (по первому варианту). Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить водную дисперсию водорастворимого полимера с концентрацией 0,01 мас.% и гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,5 мас.% в объеме 200 м⁶ (200 т), состоящую из полиакриламида с молекулярной массой 5,5·10⁶ Д и степенью гидролиза 8,5% - 0,02 т полииакриамида, гидроокиси щелочного металла - 1,0 т и закачиваемой воды с минерализацией 130 г/л (минерализация закачиваемой воды - 0,15 г/л) - 198,98 т.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину. В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией 0,15 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с молекулярной массой 5,5·10⁶ Д и степенью гидролиза 8,5% с концентрацией 0,01 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,5 мас.% с помощью дозировочного насоса Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла, предварительно приготовленный в условиях химбазы, путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см³ и пресной воды в объемном соотношении 1:5. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла доставляют на скважину в автоцистернах.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20%.

После окончания закачки запланированный объем (200 м³) водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1 м³ (10 м³).

Объем щелочной композиции составляет 20 м³, т.е. 10% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла (200 м³).

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 0,5 мас.% и перемешивают в течение 10 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 17% и достижения давления закачки до 7,8 МПа, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты (10,0/11,0 МПа).

После окончания закачки запланированный объем щелочной композиции продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 12 м³. Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 30 м³/сут, второй пропласток - 68 м³/сут, третий пропласток - 50 м³/сут, приемистость уменьшилась до 148 м³/сут при давлении 7,8 МПа. Средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 89,0% до 87,4%, дебит нефти по участку увеличился на 1,7 т (пример 1, табл. 2). Определяют конечное давление закачки и удельную приемистость скважин.

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяной залежи (по вариантам 1, 2, 3) выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2.

Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых зонах пласта происходит блокирование и далее перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,2-1,7 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет увеличить охват пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, а также расширению технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей. В способе разработки нефтяной залежи, включающем определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку по крайней мере через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при определенных значениях приемистости нагнетательной скважины закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме НКТ плюс 1,0 м³, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, указанных составов при указанной минерализации воды по каждому из трех вариантов и осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м³. 3 н.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, отличающийся тем, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 250 м³/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,1-1,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 1,0-10,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

2. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, отличающийся тем, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,015-0,1, щелочь 0,7-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 250 до 350 м³/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, закачивают щелочную композицию в объеме 15-35% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,5-1,5 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 5,0-15,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 0,5-2,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 0,5-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.

3. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, отличающийся тем, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,02-0,2, щелочь 1,0-1,5, при приемистости нагнетательной скважины от 350 до 500 м³/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м³, закачивают щелочную композицию в объеме 20-50% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 1,0-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 7,0-20,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м³.