способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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 см ²). 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/см ³. 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.

Таблица
Результаты фильтрационных исследований полимерных составов на насыпных моделях пласта
№ пп	оторочка		Закачиваемый состав, мас.%						Плотность воды, г/см3	Поровый объем, см3	Начальная проницаемость по воде, мкм2	Закачанный объем состава, см 3	Конечная проницаемость по воде, мкм2	Прирост коэффициента нефтевытеснения, %	Остаточный фактор сопротивления, Rост
			КМЦ	ПАА	ацетат хрома	вода	ПАВ	наполнитель
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	1		0,5		0,1	99,4						21
		а		0,1	0,1	99,8		-				10,5
	2	б				99,95	0,05		1,00	140	1,28	5,25	0,005	1,7	256
		в	0,5		0,1	99,4						5,25
2	1		0,5		0,1	99,4						22,5
		а		0,1	0,1	96,8		3,0				11,25
	2	б				99,95	0,05		1,00	150	3,42	5,63	0,017	2,5	201
		в	0,5		0,1	99,4						5,63
3	1		0,5		0,1	99,4						21
		а		0,1	0,1	89,8		10,0				10,5
	2	б				99,95	0,05		1,00	140	7,1	5,25	0,06	3,2	118
		в	0,5		0,1	99,4						5,25
4	1		1,0		0,2	98,8						18
		а		0,3	0,2	99,5		-				9
	2	б				99,97	0,03		1,00	120	1,0	4,5	0,004	1,2	250
		в	1,0		0,2	98,8						4,5
5	1		3,0		0,3	96,7						21
		а		0,5	0,3	99,2		-				10,5
	2	б				99,92	0,08		1,00	140	1,2	5,25	0,005	2,5	240
		в	3,0		0,3	96,7						5,25
6	1		5,0		0,5	94,5						21
		а		1,0	0,5	98,5		-				10,5
	2	б				99,9	0,1		1,00	140	1,1	5,25	0,004	5,5	275
		в	5,0		0,5	94,5						5,25
7	1		0,3		0,05	99,65						22,5
		а		0,006	0,05	99,944		-				11,25
	2	б				99,2	0,8		1,00	150	0,63	5,63	0,003	2,4	210
		в	0,3		0,05	99,65						5,63

Продолжение таблицы
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
8	1		0,3		0,05	99,65						22,5
		а		0,006	0,05	99,944		-				11,25
	2	6				99,2	0,8		1,06	150	0,63	5,63	0,004	2,3	158
		в	0,3		0,05	99,65						5,63
9	1		0,3		0,05	99,65			1,18	150	0,63	22,5	0,0048	2,3	131
		а		0,006	0,05	99,944		-				11,25
	2	б				99,0	1,0					5,63
		в	0,3		0,05	99,65						5,63
прототип
1				0,5	0,3	99,2			1,00	140	6,8	42	0,09	1,1	75,5
2				0,2	0,2	99,6			1,00	140	1,3	42	0,015	1,5	86,7