способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений

Формула изобретения

Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, отличающийся тем, что предварительно, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема НКТ, выдержку осуществляют после продавки агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию следующего состава, мас.%:

Силикат натрия	3-8
Сульфаминовая кислота	0,38-1,5
Ацетат хрома	0,35-0,9
Моноэтаноламин	1,5-2,5
Вода	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных обводненных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Известен способ селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины, предусматривающий закачку водорастворимых полимеров акрилового ряда [Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации скважин. - М. Недра, с.31]. Механизм изоляции пластовых вод основан на взаимодействии акриловых полимеров с многовалентными солями пластовых вод или адсорбции полимеров на породе. Однако этот способ применим только при изоляции пластовых высокоминерализованных вод хлоркальциевого типа.

Известен способ ограничения вод притока в скважину, включающий последовательную закачку водного раствора силиката натрия и отвердителя - [SU, № 1423726, Е21В 33/12, 1988]. При этом водный раствор силиката натрия вступает в реакцию с отвердителем - раствором соляной кислоты, в результате которой образуется высоковязкий гель, который затем превращается в твердообразное вещество - кремнезоль, закупоривающий поры.

К недостаткам этого способа относится, то, что в процессе закачки происходит преждевременное и неравномерное смешение закачиваемых растворов, с образованием блокирующего экрана вблизи линии нагнетания и даже в стволе скважины. В результате состав не доходит до места назначения и не достигается широкого охвата обводненных зон пласта.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (РФ, № 2128768, Е21В 43/22, 1999 г.), применяемый при обработке призабойных зон добывающих или нагнетательных скважин с целью изоляции водопритоков в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, а также при изоляции заколонных перетоков в скважинах и при ликвидации старых скважин. По способу закачивают изолирующий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин в скважины закачивают изолирующий агент на основе силиката натрия и соляной кислоты. Скважину выдерживают в течение суток и запускают в работу.

Недостатком способа является низкая эффективность изоляции, малое время гелеобразования, низкая прочность (30Па) и опасность выпадения осадков солей кремниевой кислоты при встрече гелеобразующего состава с высокоминерализованными пластовыми водами.

В изобретении решается техническая задача повышения эффективности изоляции за счет увеличения времени гелеобразования, увеличения прочности геля.

Задача решается тем, что в способе разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, согласно предлагаемому изобретению предварительно, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема НКТ, выдержку осуществляют после продавки агента в пласт а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию в следующем составе, масс.%:

Силикат натрия	3-8
Сульфаминовая кислота	0,38-1,5
Ацетат хрома	0,35-0,9
Моноэтаноламин	1,5-2,5
Вода	остальное

Таким образом, предлагаемый способ отличается от аналога новизной состава и способом закачки состава в пласт. Дополнительное введение ацетата хрома к кислотно-гелеобразующей системе (силикат натрия + сульфаминовая кислота) приводит к еще большему упрочнению системы. Это происходит за счет образования комплексов между отрицательно заряженными силикат ионами и трехвалетным катионом хрома в трехмерном виде. Таким образом гель образуется за счет водородных связей с кремниевой кислотой, упрочняется пространственными силикат ацетатными комплексами.

Кроме того, отличием от прототипа и новизной способа является способ закачки, заключающийся в предварительном закачивании в пласт оторочки пресной воды для оттеснения минерализованных пластовых вод, с целью предотвращения выпадения осадков при реакции солей металлов с силикат ионами по схеме:

Na₂ Si₃O₇+CaCl₂=CaSi₃ O₇|+2NaCl

Na₂Si₃ O₇+MgCl₂=MgSi₃O₇|+2NaCl

Объем оторочки пресной воды подбирают таким образом, чтобы во время проталкивания в пласт изолирующего агента, вследствие образования «языков», композиция не смешивалась бы с минерализованной пластовой водой до окончания срока гелеобразования. Для этого объем оторочки пресной воды берут не менее одного объема НКТ, чем больше этот объем, тем лучше получаемый изоляционный эффект.

Для определения оптимального соотношения реагентов были проведены опыты с различными соотношениями компонентов.

Использовался порошкообразный силикат натрия, высушенный на распылительной сушилке завода ОАО «Дубитель» с модулем 2,95. Сульфаминовая кислота (САК) применялась 15%-ной концентрации с плотностью 1,083 г/см³

Ацетат хрома (AX) использовался в виде 10%-ного раствора с плотностью 1,039 г/см³.

Моноэтаноламин (МЭА) брали в товарной неразбавленной форме.

В основном исследования проводились с изолирующими агентами, содержащими в своем составе 5-7% силиката натрия, при которых получается достаточная прочность геля (1000-7000 Па) при требуемом времени загелевания (10-20 часов).

По данным проведенных лабораторных работ построены графики зависимости времени начала гелеобразования и прочности полученного геля от концентрации сульфаминовой кислоты (САК) рисунок 1.

Как видно из рисунка, при увеличении содержания сульфаминовой кислоты в растворе, прочность изолирующего агента увеличивается, а время начала гелеобразования уменьшается, поэтому для получения достаточно прочных гелей с требуемым временем гелеобразования необходимо выбрать оптимальную концентрацию сульфаминовой кислоты, что составляет от 0,8% до 1,6% масс.

При содержании САК более 1,6% масс. резко сокращается время гелеобразования, хотя прочность имеет высокие показатели. При уменьшении количества САК менее 0,8 образование геля идет медленно, но снижаются прочностные характеристики.

Как видно из рисунка, по сравнению с прототипом у заявляемого состава время гелеобразования увеличивается в 2,28 раз, а прочность увеличивается в 230 раз.

Таким образом, поставленная техническая задача в заявляемом изобретении считается решенной.

Пример осуществления заявляемого способа на добывающей скважине. Глубина скважины 3500 м, НКТ спущено на 3250 м, толщина продуктивного пласта 2,5 м.

Готовится 25 м³ водоизолирующего агента следующего состава: 6,4% силиката натрия, 0,7% ацетата хрома, 1,064% САК, 2,5% МЭА и 89, 366% воды.

Первоначально в НКТ подается 25 м³ пресной воды. Вслед за пресной водой производится закачка 25 м³ водоизолирующего агента (2,5 объема НКТ). Затем в НКТ подается 10 м³ продавочной жидкости (в качестве которой применяется пресная вода) и весь предыдущий объем жидкостей продавливается в пласт. Скважина на сутки оставляется на затвердевание геля, затем приступают к процессу освоения.

Пример осуществления заявляемого способа на нагнетательной скважине. Глубина скважины 3000 м, трубы нагнетания спущены на 2900 м, мощность принимающего пласта 1,5 м.

Готовится 15 м³ водоизолирующего агента, содержащего 6,7% масс. силиката натрия, 0,82% масс. ацетата хрома, 0,85% сульфаминовой кислоты и 1,50% моноэтаноламина и 90,13% воды.

В нагнетательные трубы первоначально подается 20 м³ оторочки пресной воды (два объема труб), следом закачивается 15 м³ водоизолирующего агента. Вся эта смесь продавливается в пласт продавочной жидкостью (пресная вода) в объеме нагнетательных труб 10 м³. Скважина оставляется на 24 часа на «схватывание», затем возобновляется работа по нагнетанию воды.

Применение предлагаемого способа позволит успешно разрабатывать неоднородные по проницаемости, обводненные залежи при одновременном увеличении коэффициента нефтеотдачи и снижения обводненности продукции.