способ разработки обводненной нефтяной залежи

Формула изобретения

1. Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий совместную закачку водного раствора полимера с щелочным реагентом через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, отличающийся тем, что для сшивки полимера дополнительно закачивают раствор алюмохлорида с бихроматом натрия с последующей закачкой кальцинированной соды для образования осадка с избытком алюмохлорида, а перед закачкой водного раствора полимера с щелочным реагентом в скважину предварительно закачивают соляную кислоту.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве щелочного реагента используют кальцинированную соду, каустическую соду, жидкое стекло.

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 разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий закачку частично гидролизованного ПАА с ацетатом хрома и глинистой суспензии, обработанной хромокалиевыми квасцами [1].

Недостатком данного способа является ограниченность его применения, так как в высокопроницаемых коллекторах и промытых зонах пластов технология не обеспечит создание надежного экрана из-за низкой концентрации изолирующих реагентов.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт одновременно водного раствора полимера и щелочного раствора с чередованием водных оторочек [2].

Недостатком данного способа является кратковременность эффекта, так как в способе не обеспечивается сшивка полимера и при последующей закачке вытесняющего агента происходит разбавление и вытеснение полимера.

Задачей изобретения является создание способа разработки обводненных нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации путем перераспределения фильтрационных потоков в результате создания изолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами и с увеличением продолжительности эффекта для зон пласта с любой проницаемостью.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи, включающем совместную закачку водного раствора полимера с щелочным реагентом через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скавжину, согласно изобретению для сшивки полимера дополнительно закачивают раствор алюмохлорида с бихроматом натрия с последующей закачкой кальцинированной соды для образования осадка с избытком алюмохлорида, а перед закачкой водного раствора полимера с щелочным реагентом в скважину предварительно закачивают соляную кислоту.

В качестве щелочного реагента используют кальцинированную соду, каустическую соду, жидкое стекло.

Сущность изобретения заключается в том, что с целью создания большеобъемного изолирующего экрана, способного повлиять на фильтрационные потоки и включить в разработку ранее не охваченные участки пластов, первоначально необходимо повысить приемистость пласта для того, чтобы в начальный период закачки реагентов снизить давление нагнетания, так как для создания изолирующего экрана в скважины закачивают три оторочки растворов. Для этого вначале проводят кислотную обработку, после чего закачивают отдельными оторочками изолирующий материал.

Первая представляет собой водный раствора полимера с щелочным реагентом, имеет вязкость 15-25 мПас, при закачке в пласт создают повышенное фильтрационное сопротивление и увеличивают охват пласта воздействием как по мощности пласта, так и по простиранию. При повышенной температуре пласта в присутствии щелочного реагента происходит гидролиз ПАА.

Второй оторочкой закачивают раствор алюмохлорида с бихроматом натрия, который реагирует с гидролизованным ПАА, в результате чего происходит сшивка, обеспечивающая продолжительную устойчивость полимера.

Третья завершающая оторочка - закачка кальцинированной соды для реакции с избытком алюмохлорида, в результате чего образуется осадок в виде гидроокиси алюминия, который уплотняет изолирующий экран.

В промысловых условиях технологический процесс с использованием стандартного оборудования осуществляют следующим образом.

Приготовление и закачка кислотного состава заданной концентрации осуществляется с кислотного агрегата, оборудованного плунжерным насосом высокого давления.

После приготовления и закачки кислотного состава необходима выдержка состава в пласте не более 4 часов для реагирования.

Затем закачивают растворы ПАА и щелочного реагента, например кальцинированной соды. Растворы ПАА и кальцинированной соды готовят отдельно в емкостях двух цементировочных агрегатов, которые при закачке используют как насосы. Закачка растворов производится одновременно, через тройник, который предназначен для соединения двух нагнетательных линий в одну и в нем происходит перемешивание двух растворов, закачиваемых в скважину.

Вторым этапом производится закачка растворов алюмохлорида и бихромата калия (БХК). Для это предварительно готовят раствор алюмохлорида и БХК в заданной концентрации в емкости цементировочного агрегата. После приготовления раствора алюмохлорида и БХК осуществляется закачка раствора в скважину с помощью насоса цементировочного агрегата.

Третий завершающий этап - закачка кальцинированной соды. Раствор кальцинированной соды готовят в емкости цементировочного агрегата, который при закачке используют как насос.

Процесс закачки оторочек растворов ПАА и сшивателей осуществляется несколькими циклами, позволяющими закачивать состав дробными чередующимися оторочками, что обеспечивает наибольшее смешивание всех реагентов в пласте и наибольшую эффективность технологии.

По предлагаемому способу, с целью повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добываемой нефти, были проведены работы на Самотлорском месторождении, пласты АВ_2-3, АВ_4-5 в нагнетательных скважинах 30536, 2027Б, 34900.

В нагнетательную скважину 30536, для увеличения приемистости пласта, закачали 50 м³ 10 - 12% НСl, после чего в пласт последовательными оторочками, предусмотренными предлагаемым способом, закачали изолирующий состав в объеме 250 м³.

Через 2 месяца закачки вытесняющего агента после проведения физико-химического воздействия на пласт в реагирующих скважинах 30549, 30538, 12059 в добываемой пластовой жидкости отмечено снижение обводненности на 5-8,5% и прирост дебита на 4,3-7,0 м³/сут, что подтверждается показателями согласно приведенной таблице.

В нагнетательной скважине 34900 и 2027Б, проведены закачки реагентов в такой же последовательности и приблизительно с тем же объемом оторочек и получены также хорошие результаты по дополнительно добытой нефти и снижению обводненности. Средний прирост дебита нефти составил 7,3 м³/сут, что подтверждает эффективность применения предлагаемого способа.

Источники информации

1. Патент РФ 2078202, кл. Е 21 В 43/22, 1997 г.

2. Патент РФ 2004782, кл. Е 21 В 43/22, 1997 г. ПРОТОТИП.