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

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. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа. В способе выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающем приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов, предварительно определяют объем закачки, закачивают в объеме 15% порового объема первую оторочку полимерного состава, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза - КМЦ - 0,3-5,0, сшиватель - ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, где 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. Вторая оторочка состава, мас.%: полиакриламид - ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное. Затем останавливают скважину на технологическую выдержку 1-5 суток. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 1 табл.

Реферат

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 АФ9-10, АФ9-12 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 см2). 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/см3. 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
№ ппоторочкаЗакачиваемый состав, мас.%Плотность воды, г/см3Поровый объем, см3Начальная проницаемость по воде, мкм2Закачанный объем состава, см3Конечная проницаемость по воде, мкм2Прирост коэффициента нефтевытеснения, %Остаточный фактор сопротивления, Rост
КМЦПААацетат хромаводаПАВнаполнитель
123456789101112131415
110,50,199,421
а0,10,199,8-10,5
2б99,950,051,001401,285,250,0051,7256
в0,50,199,45,25
210,50,199,422,5
а0,10,196,83,011,25
2б99,950,051,001503,425,630,0172,5201
в0,50,199,45,63
310,50,199,421
а0,10,189,810,010,5
2б99,950,051,001407,15,250,063,2118
в0,50,199,45,25
411,00,298,818
а0,30,299,5-9
2б99,970,031,001201,04,50,0041,2250
в1,00,298,84,5
513,00,396,721
а0,50,399,2-10,5
2б99,920,081,001401,25,250,0052,5240
в3,00,396,75,25
615,00,594,521
а1,00,598,5-10,5
2б99,90,11,001401,15,250,0045,5275
в5,00,594,55,25
710,30,0599,6522,5
а0,0060,0599,944-11,25
2б99,20,81,001500,635,630,0032,4210
в0,30,0599,655,63

Продолжение таблицы
123456789101112131415
810,30,0599,6522,5
а0,0060,0599,944-11,25
2699,20,81,061500,635,630,0042,3158
в0,30,0599,655,63
910,30,0599,651,181500,6322,50,00482,3131
а0,0060,0599,944-11,25
2б99,01,05,63
в0,30,0599,655,63
прототип
10,50,399,21,001406,8420,091,175,5
20,20,299,61,001401,3420,0151,586,7

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.