способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами

Формула изобретения

Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами путем последовательной закачки водного раствора полиакриламида, едкого натра и водного раствора глинистой суспензии через водонагнетательную скважину и отбора нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что водный раствор полиакриламида и едкого натра дополнительно содержит полигексаметиленгуанидин с концентрацией 0,005 - 0,01 мас.%, при этом закачку растворов осуществляют оторочками в объеме 50 - 400 мм³ каждая до снижения приемистости водонагнетательной скважины на величину не более, чем на 50%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений.

Известен способ воздействия на залежь с целью увеличения нефтеотдачи путем закачки полимердисперсной системы [1].

Недостатками данного способа являются: небольшой объем тампонирующего осадка; высаждение глины вблизи забоя нагнетательной скважины; способ работает только на блокировку высокопроницаемых интервалов и трещин; отсутствует доотмыв нефти в промытых зонах.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий закачку раствора полиакриламида (ПАА) 0,05 - 0,01 мас.%, едкого натра и глинистой суспензии плотностью 1,02 - 1,08 г/см³.

Недостатком известного технического решения является уменьшение объема тампонирующего осадка и снижение его блокирующего действия во времени вследствие деструкции полиакриламида.

В изобретении решается задача сохранения во времени блокирующих свойств тампонирущего осадка.

Задача решается тем, что в способе воздействия на залежь с неоднородным коллектором путем последовательной закачки водного раствора полиакриламида, едкого натра и водного раствора глинистой суспензии через нагнетательную скважину и отбора нефти через добывающую скважину согласно изобретению водный раствор полиакриламида и едкого натра дополнительно содержит полигексаметиленгуанидин (метацид) с концентрацией 0,005 - 0,01 мас.%, при этом закачку растворов осуществляют оторочками в объеме 50-400 м³ каждая до снижения приемистости водонагнетательной скважины на величину не более чем на 50%.

Признаками изобретения являются:

1) последовательная закачка водного раствора полиакриламида, едкого натра и водного раствора глинистой суспензии через нагнетательную скважину;

2)отбор нефти через добывающую скважину;

3) водный раствор полиакриламида и едкого натра содержит полигексаметиленгуанидин (метацид) с концентрацией 0,005 - 0,01 мас.%;

4) закачка растворов оторочками в объеме 50 - 400 м³ каждая;

5) закачка до снижения приемистости водонагнетательной скважины на величину не более чем на 50%.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Полигексаметиленгуанидин (метацид) является катионным полиэлектролитом. Выпускается промышленностью в соответствии с ТУ-6-05-231-238-83.

Для получения сравнительных данных по известному и новому технологическим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований.

В первой серии экспериментов изучался процесс осаждения глины в растворе ПАА, метацида и едкого натра во времени. В процессе проведения опытов в мерный цилиндр помещались растворы ПАА, метацида, едкого натра и глинистой суспензии, приготовленные на воде в соотношении 1:1. Цилиндры выдерживались при комнатной температуре в 60 сут, и периодически определялся объем глинистого осадка. Результаты опытов представлены в табл.1.

Кроме процесса осаждения глины в опытах изучалось также изменение во времени вязкости водной фазы (вытяжки) композиций. С этой целью из контрольных цилиндров с аналогичными композициями, как в предыдущих опытах, периодически бралась вытяжка и определялась ее вязкость. Результаты экспериментов представлены в табл.2.

Как видно из табл. 1 и 2, добавка метацида, во-первых, предотвращает уменьшение объема глинистого осадка, а во вторых, снижает падение вязкости водной фазы композиции.

В результате проведенного комплекса экспериментальных исследований предлагается способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий закачку ПАА 0,05 - 0,1 мас.%, едкого натра 0,05 - 0,1 мас.%, метацида 0,005 - 0,01 мас.%, глины 2 - 8 мас.%, вода остальное.

Снижение концентрации метацида в композиции ниже заявленного предела не предотвращает уменьшение объема осадка и снижение вязкости водной фазы композиции, а увеличение не приводит к усилению эффекта стабилизации композиции.

Из промысловой практики известно, что при проведении работ по регулированию профилей приемистости нагнетательных скважин химическими реагентами снижение приемистости последних более чем на 50% приводит к заметному снижению темпов отбора жидкости из окружающих скважин. Вследствие этого часто возникают ситуации, когда потери в добыче нефти из-за снижения отборов жидкости не компенсируется дополнительной нефтью, полученной в результате снижения обводненности по объекту. В таких случаях после проведения работ по воздействию на неоднородные пласты увеличение коэффициента нефтеотдачи сопровождается снижением фактического объема добываемой нефти. В связи с изложенным приемистость нагнетательных скважин, проведенных на неоднородные объекты, во избежание уменьшения темпов отбора нефти снижать более чем на 50% не следует.

Последовательную закачку растворов ПАА и глинистой суспензии осуществляют чередующимися циклами (оторочками) по 50 - 400 м³ каждой с целью увеличения количества зон смешения и соответственно объемов тампонирующей массы, образующейся в результате взаимодействия ПАА с глиной.

Суммарный объем закачиваемых систем подбирают исходя из конкретной геологической ситуации на скважинах и требуемого радиуса обработки.

Пример. В основе примера применения способа и сравнения с прототипом была проведена вторая серия экспериментов. Опыты проводились на двухслойной физической модели неоднородного пласта с полностью разобщенными пропластками. Длина физической модели пропластка 60 см, диаметр 3 см. Моделью пористой среды служил кварцевый песок разного фракционного состава. Предварительно модель пласта под вакуумом насыщалась моделью пластовой воды (пресная вода), которая затем вытеснялась моделью нефти (смесь нефти Мишкинского месторождения и керосина вязкостью 42 мПас).

В первом опыте данной серии нефть из модели пласта вытеснялась водой до 95%-ной обводненности добываемой продукции, затем в модель пласта закачали оторочку размером 0,3 порового объема пласта, состоящую, мас.%: ПАА 0,05; NaOH 0,1; глина 4, вода остальное (прототип) и затем перешли на нагнетание пресной воды. Композиция готовилась непосредственно перед закачкой в модель пласта.

Второй эксперимент данной серии проводился по той же программе, что и первый опыт, композиция готовилась непосредственно перед закачкой в модель пласта. Состав эакачиваемой композиции, мас.%: ПАА 0,05; NaOH 0,1; метацид 0,005; глина 4, вода остальное.

Третий и четвертый опыты данной серии проводились по той же программе, что и соответственно первый и второй опыты. Отличие состояло в том, что перед закачкой в модель пласта приготовленные композиции выдерживались в течение 50 сут. Результаты опытов представлены в табл.3.

Как видно из табл.3, со временем происходит ухудшение нефтедобывающих свойств прототипа, добавка в композицию метацида позволяет не только сохранить ее тампонирующие свойства, но и не ухудшить нефтедобывающую способность прототипа.

Таким образом, использование предлагаемого способа воздействия на залежь с неоднородными коллекторами позволяет за счет сохранения объема тампонирующего осадка и вязкости водной фазы композиции достигать более длительного эффекта; увеличивать охват пластов воздействием как по толщине, так и по простиранию, за счет более полного охвата пластов воздействием и сохранения нефтеотмывающих свойств композиции увеличить коэффициент нефтеотдачи объекта.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР 933963, кл. Е 21 В 43/32, 1982.

2. Патент РФ 2044872, 1995.