Способ разработки неоднороднопроницаемых нефтяных пластов

Способ разработки неоднороднопроницаемых нефтяных пластов

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднороднопроницаемых заводняемых пластов. Обеспечивает повышение охвата заводнением обводненных неоднороднопроницаемых нефтяных пластов с использованием водорастворимого полимера. Сущность изобретения: по способу осуществляют закачку в продуктивный пласт суспензии полимера в жидкости. В качестве жидкости затворения полимера используют пластовую воду определенной минерализации. Определяют время доставки полимера концентрации 0,01-1,0 мас.% в нефтяной пласт. После истечения этого времени полимер набухает и растворяется в пластовой воде. При этом расход закачиваемой суспензии не превышает 50-70% от приемистости скважины при давлении закачки, не превышающем первоначального давления закачки воды. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к повышению нефтеотдачи заводняемых пластов и предназначается для повышения выработки неоднороднопроницаемых коллекторов.

Известен способ вытеснения нефти из неоднороднопроницаемых коллекторов загущенной водой [1]. В этом случае закачиваемую в пласт воду загущают водорастворимым полимером. Однако загущенная вода высокой вязкости, нагнетаемая в пласт при относительно высоких давлениях подвергается физико-химической деструкции, что приводит к снижению ее вязкости в 10-15 раз. Например, при начальной вязкости 32 мПас, конечная вязкость при входе в пласт составляет 2-3 мПас, что снижает эффективность метода.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки неоднороднопроницаемых нефтяных пластов, включающий закачку в продуктивный пласт суспензии полимера в жидкости [2].

В данном способе производят закачку в нефтяной пласт суспензии полимера в жидкости не вызывающей набухания (керосин, дизельное топливо) через нагнетательную скважину. При расстоянии между добывающими скважинами (в среднем 500-600 м, приемистостью 300-400 м³/сут и толщине пласта 5 м объем порового пространства достигает до 160 тыс.м³. Это определяется формулой (1): V_пор = d2/4 x h x K (1) где d - диаметр площади охвата воздействия метода, м; h - мощность пласта, м; K - коэффициент пористости.

Для заполнения объема порового пространства на 10% необходимо 16 тыс. куб.м суспензии. Заполнение этого объема сопряжено с большими затратами дефицитных нефтепродуктов керосина, дизельного топлива и высокой концентрации полимера до 20%, что является существенным недостатком рассматриваемого способа. Это приводит удорожанию работ и снижению экономической эффективности разработки залежи.

Техническим результатом изобретения является разработка метода повышения нефтеотдачи неоднороднопроницаемых пластов с использованием водорастворимого полимера и нагнетаемой в пласт/воды в необходимых расчетных объемах и обеспечение высокой эффективности метода при использовании многотоннажных объемов утилизируемой воды, получаемой при подготовке нефти, что позволит избежать использования дорогостоящих нефтепродуктов и снизить расход порошкообразного полимера в несколько раз.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки неоднороднопроницаемых нефтяных пластов, включающем закачку в продуктивный пласт суспензии полимера в жидкости, согласно изобретению в качестве жидкости затворения полимера используют пластовую воду определенной минерализации, определяют время доставки полимера концентрации 0,01-1,0 мас.% в нефтяной пласт, после истечения которого он набухает и растворяется в пластовой воде, и доставляют полимер в нефтяной пласт в виде суспензии в пластовой воде, при этом расход закачиваемой суспензии не превышает 50-70% от приемистости скважины при давлении закачки, не превышающем первоначального давления закачки воды.

Устройство включает колонну труб, частично или полностью заполненную жидкостью, ударник; он выполнен в виде гибкой подвески, один конец которой связан с ударником. В закачиваемой воде затворяют порошкообразный полимерный материал в концентрации 1% с фиксированным временем растворения в воде определенной минерализации. Для этого строят калибровочную кривую, которая приведена на графике рис. 1, для сточной воды различной минерализации. Степень минерализации на графике 1 для наглядности показана в единицах плотности, а по вертикальной оси приведено время растворения полимера в минутах.

Плотность пластовой воды, равная 1,18 г/см³, соответствует химическому составу: мг-экв/л, катионы Са-1268,4 Mg-311,9 K+Na-3541,07 анионы Cl-5120,4 SO4-0,310 HCO3-0,6 Таким образом, при помощи графика на приведенном чертеже определяют время доставки суспензии полимера, затворенной в закачиваемой воде, и только после истечения определенного времени происходит его набухание и растворение в пласте.

При этом резко повышается вязкость раствора, проталкиваемого по пласту, что приводит к выравниванию фронта нагнетаемой воды и равномерного его подхода к добывающим скважинам. При повышении вязкости воды до 4000-500 мПас, что подтвердилось лабораторными опытами, повышается давление закачки в низкопроницаемые пропластки в неоднородном пласте, ранее неохваченных воздействием заводнения. Это приводит к извлечению дополнительной нефти при снижении обводненности эксплуатационных скважин, продолжительность эффекта контролируется коэффициентом обводненности продукции скважин. В промысловой практике средняя продолжительность эффекта от закачки суспензии полимера составляет 36 месяцев.

Первоначальная закачка в нагнетательные скважины произведена в 1992 - 1994 годы на 14 объектах. Экономический эффект получен на 39 эксплуатационных скважинах. Дополнительная добыча нефти превысила 200 тыс.тонн.

По мере снижения эффективности и роста обводненности производится повторная закачка реагента. Повторная закачка реагента произведена на 13 нагнетательных скважинах, с охватом 38 эксплуатационных скважин.

Экономический эффект получен на 30 эксплуатационных скважинах; на 1.07.1999 г. дополнительная добыча нефти составила 190 тыс.т.

Способ реализуется на нагнетательных скважинах следующим образом: в скважине после проведения необходимых геолого-технических мероприятий (определение приемистости и термометрии) на устье монтируют нагнетательную установку из трех модульных блоков: насосного блока, измерительного блока и блока электрогенератора. Затворение суспензии производят от нагнетательной линии водовода через специальную смесительную емкость, куда подают порошок полимера через вибропитатель или эжектор. Концентрация суспензии полимера составляет 0,01-1 мас.%. Из смесительной емкости суспензия полимера по насосно-компрессионным трубам закачивают в скважину. При этом расход закачиваемой суспензии не превышает 50-70% от приемистости скважины при давлении закачки, не превышающем первоначальное давление нагнетания воды.

На практике эти величины составляют 7-15 куб.м/час при давлении нагнетания 75-100 атм. Соответственно с этим выбирают и концентрацию порошка, а время закачки в продуктивный пласт определяют из графика чертежа.

Источники информации 1. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с. 123.

2. SU 1501597 А1, 23.10.1991.

Формула изобретения

Способ разработки неоднороднопроницаемых нефтяных пластов, включающий закачку в продуктивный пласт суспензии полимера в жидкости, отличающийся тем, что в качестве жидкости затворения полимера используют пластовую воду определенной минерализации, определяют время доставки полимера концентрации 0,01 - 1,0 мас.% в нефтяной пласт, после истечения которого он набухает и растворяется в пластовой воде, и доставляют полимер в нефтяной пласт в виде суспензии в пластовой воде, при этом расход закачиваемой суспензии не превышает 50 - 70% от приемистости скважины при давлении закачки, не превышающем первоначального давления закачки воды.

РИСУНКИ

Рисунок 1