Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине

Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине

Реферат

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к биотехнологическим способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

В процессе разработки нефтяных залежей заводнением одними из основных методов повышения нефтеотдачи пластов являются физико-химические методы регулирования фильтрационных потоков воды. При различных геолого-физических условиях пласта, повышение выработки обводненных неоднородных по проницаемости продуктивных пластов за счет увеличения охвата пласта заводнением достигается путем предварительного полного или частичного блокирования высокопроницаемых обводнившихся зон пласта и последующего изменения направления и перераспределения фильтрационных потоков с вовлечением в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых продуктивных зон пласта. Для этого используют вязкоупругие составы, гели на основе полимеров, щелочно-полимерные составы и др. Одним из важнейших показателей успешной разработки нефтяных залежей в различных геолого-физических условиях пласта является закачивание гелеобразующей композиции, отличающейся технологичностью приготовления, высокими и стабильными реологическими свойствами.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку водного раствора анионного полимера 0,01-5,0%, соли поливалентного катиона 0,003-0,2% (А.с. №1645472, МПК Е21В 43/22, опубл. БИ №16, 1991 г.). Недостатком способа является низкая эффективность вследствие низких водоизолирующих свойств водного раствора полимера.

Известен способ регулирования профиля приемистости нефтяной залежи, включающий закачку в пласт состава на основе полисахарида и бактерицидной добавки (патент SU №1001866, МПК Е21В 43/22, опубл. БИ №8, 1983 г.). В качестве раствора полисахарида используют фильтрат культуральной жидкости микроорганизма Xanthomonas campestris, производящего полисахарид, а в качестве добавки - бактерицидный агент, при следующем количественном соотношении вес.ч.: фильтрат культуральной жидкости 100, бактерицидный агент 0,001-0,2. В качестве бактерицидного агента используют азид натрия, смесь 5-хлор-2-метил-4-изотиазолин-3-он и 2-метил-4-изотиазолин-3-он. Однако способ недостаточно эффективен в связи с низкой прочностью сшитого полимера.

Известен способ регулирования приемистости нефтяной залежи, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава на основе биополисахарида, соединения поливалентного металла, щелочи и воды при следующем соотношении компонентов мас.%: биополисахарид 0,1-0,4, соединения поливалентного металла 0,001-0,1, щелочь 0,0001-0,05, вода - остальное (патент US №4977960, МПК С09К 8/08, 8/90, 8/588, Е21В 43/22, опубл. 18.12.1990 г.). В качестве биополисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas. Соединения поливалентного металла используют из группы трехвалентного фосфора, скандия, титана, ванадия, хрома, марганца, железа и т.д. или их смесей, которые способствуют быстрому образованию геля. В качестве щелочи используют гидроксид калия, кальция, едкий натр. Способ позволяет регулировать профиль приемистости неоднородного пласта, имеющего низкий водородный показатель рН среды. Ксантан является медленно растворимым реагентом, что приводит к увеличению индукционного периода гелеобразования. Кроме того, в виду отсутствия бактерицида в известном составе полученный гель будет подвергаться быстрой биодеградации, поэтому данный способ пригоден для кратковременной изоляции обводнившихся пропластков. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.

Технической задачей предложения является повышение нефтеотдачи пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроизолирующего экрана и подключения в разработку нефтенасыщенных, ранее не задействованных зон последующим заводнением, путем улучшения реологических свойств гелеобразующего состава, увеличения прочности геля на его основе, повышения стабильности во времени, уменьшения времени гелеобразования. Также способ позволяет расширить технические средства, способствующие регулированию профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничению водопритока в добывающей скважине.

Техническая задача решается способом регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава на основе ксантана, ацетата хрома, щелочи и воды.

Новым является то, что гелеобразующий состав дополнительно содержит полиакриламид- или эфирцеллюлозу и бактерицид при следующем соотношении компонентов мас.%: ксантан 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы 0,025-2,0, щелочь 0,005-0,1, бактерицид 0,03-0,3, ацетат хрома 0,005-0,2, вода - остальное, соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после закачки гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора.

Также новым является то, что в качестве бактерицида используют, например, 40%-ный раствор формальдегида, или бактерицид СНПХ-1002, или бактерицид СНПХ-1004, или бактерицид СНПХ-1200, или бактерицид ФЛЭК ИК-200.

Также новым является то, что в качестве щелочи используют гидроксид натрия или калия.

Также новым является то, что до и после закачки гелеобразующего состава закачивают щелочной раствор при следующем соотношении компонентов мас.%: щелочь 0,01-0,1, вода плотностью 1,00 г/см³ - остальное.

Также новым является то, что соотношение закачиваемых оторочек щелочного раствора, гелеобразующего состава и щелочного раствора составляет от 1:5:1 до 1:100:1 соответственно.

Объем закачки оторочек щелочных растворов и гелеобразующего состава зависит от физико-химических и геологических особенностей пласта, и может составлять от нескольких десятков до нескольких сот кубометров.

Закачка первой оторочки щелочного раствора, включающей пресную воду и щелочь, выполняет роль буфера, блокирующего ингибирующее влияние избытка солей на процесс гелеобразования, осаждая их (в первую очередь Са²⁺ и Mg²⁺), и создает щелочную среду в поровом пространстве, обеспечивая образование более прочного геля в более короткие сроки.

Введение бактерицида в раствор композиции позволяет повысить длительность сохранения свойств, как закачиваемого раствора, так и получаемого геля в пластовых условиях. Введение щелочи позволяет уменьшить время гелеобразования и повысить прочность образующегося геля. При введении в раствор ксантана полиакриламида или эфира целлюлозы при соотношении от 1:0,25 до 1:10 образуется сшитая структура эластичного геля. Сшивка происходит между соседними цепочками ксантана по карбоксильным группам манноз, полиакриламида или эфира целлюлозы и посредством ионов металла с переменной валентностью, например хрома.

Комплексообразование ксантана и полиакриламида или эфира целлюлозы с хромом зависит от рН среды. Трехосновный гидроксильный комплекс хрома образуется при рН 8,5-9,0. Улучшение реологических свойств гелеобразующего состава, повышение стабильности во времени, уменьшение времени гелеобразования обеспечивается соответствующим соотношением компонентов, подобранным экспериментальным путем. Вторая оторочка щелочного раствора выполняет роль дополнительного буфера и одновременно способствует упрочнению гидроизолирующего экрана, дозакрепляя гель на границе контакта. Соотношение закачиваемых оторочек щелочного раствора, гелеобразующего состава и щелочного раствора составляет от 1:5:1 до 1:100:1 соответственно и зависит от приемистости скважины. В результате повышается эффективность изоляции вод в неоднородных пластах и подключаются в разработку нефтенасыщенные, ранее не задействованные зоны последующим заводнением, а следовательно, повышается и нефтеотдача пластов. Также способ позволяет расширить технические средства, способствующие регулированию профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничению водопритока в добывающей скважине.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для приготовления составов используют следующие реагенты:

- ксантан - полимер импортного или отечественного производства по ТУ 2458-002-50635131-2003;

- эфир целлюлозы, например оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 2231-013-32957739-01 АО "Полицелл", г.Владимир, Полицелл СК-1 марки 600;

- 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, Alkoflood 935, Alko-flood 1175;

- ацетат хрома по ТУ 6-0200209912-7000, дубитель марки «Водный раствор ацетата хрома» ТУ 2499-001-50635131-00;

- щелочь - гидроксид натрия или калия (ГОСТ 2263-79);

- в качестве бактерицида- бактерицид СНПХ-1002 по ТУ 39-1412-89, или бактерицид СНПХ-1004 по ТУ 39-12966038-ОП-001-92, или бактерицид СНПХ-1200 по ТУ 2458-294-05765670-2003, или формалин технический ГОСТ 1625-89, или бактерицид ФЛЭК ИК-200 по ТУ 2483-015-24084384-2005.

На чертеже представлена зависимость времени гелеобразования от рН в композициях с массовой долей %: ксантана 0,2, ПАА 0,025, щелочи 0,08-0,1, ацетата хрома 0,05, бактерицида 0,2. Зависимость рН композиции и времени гелеобразования приведены в таблице 1.

Таблица 1
РН	Время гелеобразования, ч
7,83	80
8	72
8,99	48
9,5	36
10,69	0,25

В лабораторных условиях стандартными способами определяли время гелеобразования, прочность и вязкость гелеобразующих составов. Результаты исследования влияния массового соотношения компонентов предлагаемого и известного составов приведены в таблице 2. Результаты свидетельствуют об улучшенных реологических свойствах гелеобразующего состава.

Таблица 2
Номер опыта №	Гелеобразующий состав, мас.%	Начальная вязкость, мПа·с	Прочность геля, Па	Время гелеобразования, ч
Ксантан	ПАА	ОЭЦ	Щелочь	Бактерицид	Ацетат хрома	Вода
NaOH	KOH	Фор малин	СНПХ-1002
1	0,05	0,1	-	0,008		0,2		0,05	99,592	7,6	130	48
2	0,1	0,1	-	0,008			0,2	0,05	99,542	10,0	180	96
3	0,2	0,1	-		0,008	0,2		0,05	99,442	13,0	260	72
4	0,5	-	0,5	0,008		0,2		0,05	98,742	159,0	780	48-72
5	0,6	-	0,5	0,008		0,2		0,05	98,642	186,0	990	48-72
6	0,2	0,005	-	0,01		0,3		0,05	99,435	6,0	80	168
7	0,2	0,05	-	0,01	-	0,2	-	0,05	99,49	12,0	105	72
8	0,2	0,1	-		0,01	0,3		0,05	99,34	13,0	280	48
9	0,2	0,3	-	0,01			0,3	0,05	99,14	16,0	540	48
10	0,2	1,0	-	0,01		0,3		0,05	98,44	145,2	920	72
11	0,2	-	0,05		0,01	0,3		0,05	99,39	16,7	150	72
12	0,2	-	0,75	0,01		0,3		0,05	98,69	83,0	283	48
13	0,2	-	1,0	0,01		0,3		0,05	98,44	116,0	310	72
14	0,2	-	2,0	0,01			0,3	0,05	97,44	927,0	-	слабый гель
15	0,2	-	2,5	0,01		0,3		0,05	96,94	1133,0	-	геля нет
16	0,2	0,1	-		0,005		0,2	0,05	99,445	12,0	210	96-120
17	0,2	0,1	-	0,002		0,2		0,05	99,448	12,6	228	96,0
18	0,2	0,1	-	0,005		0,2		0,05	99,445	13,0	240	48-72
19	0,2	-	0,75	0,01			0,2	0,05	98,79	83,0	290	48-72
20	0,2	0,1	-	0,15		0,2		0,05	99,30	13,4	390	0,15-0,5
21	0,2	0,1	-	0,1		0,2		0,05	99,35	13,3	378	0,5-1,0
22	0,2	-	0,5	0,15		0,2		0,05	98,90	50,0	220	1,0
23	0,2	0,1	-	0,008		-		0,05	99,642	13,2	340	72
24	0,2	0,1	-	0,008			0,02	0,05	99,622	13,0	347	72
25	0,2	-	0,75	0,008		0,03		0,05	98,962	76,0	320	48-72
26	0,2	-	0,75	0,008		0,1		0,05	98,892	100,0	290	48-72
27	0,2	0,1	-	0,008		0,3		0,05	99,342	13,2	340	48-72

Продолжение таблицы 2
Номер опыта №	Композиция, массовая доля, %	Начальная вязкость, мПа·с	Прочность геля, Па	Время гелеобразования, ч
Ксантан	ПАА	ОЭЦ	Щелочь	Бактерицид	Ацетат хрома	Вода
NaOH	KOH	Фор малин	СНПХ-1002
28	0,2	0,1	-	0,008		0,35		0,05	99,292	13,3	280	48
29	0,2	0,1	-	-	0,008		0,2	0,005	99,487	13,2	-	геля нет
30	0,2	0,1	-	0,008		0,2		0,01	98,482	13,2	160	72
31	0,2	-	0,75	0,008		0,2		0,1	98,742	100,6	447	96
32	0,2	0,1	-	-	0,008		0,2	0,2	99,292	13,2	504	72
33	0,2	0,1	-	0,008		0,2		0,25	99,242	13,2	529	72
34	0,2	-	-	-		0,2		0,05	99,55	7,6	76	168-192
35	0,2	-	-	0,008		0,2		0,05	99,542	7,1	144	120-144
36	0,2	-	-	0,008		0,2		-	99,592	8,0	-	геля нет
37	0,4	-	-	0,001		-		0,05	99,549	76,0	291	120
38	0,4	-	-	0,005		-		0,05	99,545	88,0	420	120
39	-	0,1	-	-		-		0,05	99,85	4,0	непрочный гель	168
							СНПХ -1200
40	0,2	-	-	-	-	-	0,015	0,05	99,735	7,5	162	168-192
41	0,05	0,025	-	0,005	-	-	0,03	0,005	99,885	7,8	гелевые сгустки	96
42	0,2	-	2,0	-	0,1	-	0,15	0,05	97,50	7,7	268	84
43	0,5	0,1	-	0,008	-	-	0,3	0,2	99,892	13,3	518	72
							СНПХ -1004
44	0,2	-	-	-	-	-	0,015	0,05	99,735	8,6	140	168-192
45	0,05	0,025	-	0,005	-	-	0,03	0,005	99,885	8,9	гелевые сгустки	96
46	0,2	-	2,0	-	0,008	-	0,15	0,05	97,592	8,7	248	84
47	0,5	0,1	-	0,1	-	-	0,3	0,2	98,8	13,6	480	72

Продолжение таблицы 2
Номер опыта №	Композиция, массовая доля, %	Начальная вязкость, мПа·с	Прочность геля, Па	Время гелеобразования, ч
Ксантан	ПАА	ОЭЦ	Щелочь	Бактерицид	Ацетат хрома	Вода
NaOH	KOH	Фор малин	ФЛЭК ИК-200
48	0,2	-	-	-	-	-	0,015	0,05	99,735	8,6	160	168-192
49	0,05	0,025	-	0,005	-	-	0,03	0,005	99,885	8,9	гелевые сгустки	96
50	0,2	-	2,0	-	0,008	-	0,15	0,05	97,592	8,7	265	84
51	0,5	0,1	-	0,1	-	-	0,3	0,2	98,8	13,6	437	72

Для определения оптимальной концентрации и последовательности закачки оторочек, оценки эффективности повышения нефтеотдачи неоднородных пластов проведены испытания в лабораторных условиях. Испытания известного и предлагаемого способов проводились на линейных моделях пласта, заполненных песчаной смесью (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см²). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов линейных моделей пласта.

Исследования проводили в следующей последовательности:

- после вакуумирования модель последовательно насыщали сточной водой и нефтью Ромашкинского месторождения. Характеристика использованной нефти: плотность 0,814-0,896 г/см³, вязкость от 7 до 45 мПа·с. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;

- проводилось вытеснение нефти сточной водой плотностью 1,07 г/см³ с замером на выходе объемов нефти и воды. Первичное вытеснение водой проводилось до общей обводненности нефти на выходе 100%;

- готовят гелеобразующий состав путем последовательного смешения и перемешивания компонентов: предварительно в воду плотностью 1,00 г/см³ добавляют щелочной реагент NaOH или КОН и перемешивают, а затем вводят последовательно бактерицид, ксантан, ПАА или ОЭЦ, ацетат хрома.

- в модель последовательно закачивали оторочку щелочного раствора, вторую оторочку гелеобразного состава и третью оторочку щелочного раствора при объемном соотношении 1:(5-100):1. Фиксировали давление закачки. Продавливали модель пласта сточной водой плотностью 1,07 г/см³. Модель оставляли на время реагирования и завершения процесса взаимодействия с породой;

- после чего проводилось довытеснение нефти сточной водой путем закачки воды замером на выходе объемов нефти и воды.

Таким образом, моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.

Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС) по таблице 3, который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды после закачки оторочек по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой оторочек.

Как видно из таблицы 3, ОФС предлагаемого способа регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине возрастает от 31 до 79.

Таким образом, предлагаемый способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине позволяют увеличить остаточный фактор сопротивления при одновременном сохранении проницаемости низкопроницаемых пропластков и, следовательно, повысить нефтеотдачу неоднородных по проницаемости пластов обводненных месторождений, имеющих высокопроницаемые промытые зоны при низком нефтевытеснении охватываемых заводнением пластов путем изменения и выравнивания фильтрационных потоков. Способ прост в осуществлении, технологичен. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов.

Гелеобразующий состав в предложенном способе не подвержен синерезису в пласте, вследствие чего он обладает высокой продолжительностью действия.

Применение предложенного способа позволяет повысить нефтеотдачу пластов за счет повышения эффективности изоляции вод в неоднородных пластах созданием прочного гидроизолирующего экрана и подключения в разработку нефтенасыщенных, ранее не задействованных зон последующим заводнением, путем улучшения реологических свойств гелеобразующего состава, увеличения прочности геля на его основе, повышения стабильности во времени, уменьшения времени гелеобразования. Также способ позволяет расширить технические средства, способствующие регулированию профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничению водопритока в добывающей скважине.

Таблица 3
№ опыта	Начальная проницаемость, мкм2	Соотношение компонентов, мас.%	Технологический режим закачки	Конечная проницаемость, мкм2	Остаточный фактор сопротивления, Rост
ксантан	ПАА	ОЭЦ	щелочь	бактерицид	ацетат хрома	вода	номер оторочки	соотношение объемов оторочек	технологическая выдержка, сут.
NaOH	KOH	формалин	СНПХ -1002
1	0,63	-	-	-	0,01	-	-	-	-	99,99	Первая	1:5:1	3	0,008	79
0,2	0,3	-	0,01	-	0,2	-	0,05	99,24	Вторая
-	-	-	0,01	-	-	-	-	99,99	Третья
2	1,1	-	-	-	0,1	-	-	-	-	99,9	Первая	1:10:1	3	0,015	73
0,2	-	0,05	-	0,01	0,3	-	0,05	97,4	Вторая
-	-	-	0,01	-	-	-	-	99,99	Третья
3	1,2	-	-	-	0,05	-	-	-	-	99,95	Первая	1:20:1	1	0,018	67
0,2	0,1	-	-	0,1	-	0,2	0,05	99,35	Вторая
-	-	-	0,1	-	-	-	-	99,9	Третья
4	1,28	-	-	-	0,05	-	-	-	-	99,95	Первая	1:40:1	3	0,027	44
0,2	-	0,75	0,05	-	0,3	-	0,05	98,65	Вторая
-	-	-	0,05	-	-	-	-	99,95	Третья
5	3,42	-	-	-	0,01	-	-	-	-	99,99	Первая	1:50:1	1	0,106	32
0,2	0,1	-	0,1	-	-	0,3	0,05	99,25	Вторая
-	-	-	0,1	-	-	-	-	99,9	Третья
6	7,1	-	-	-	0,01	-	-	-	-	99,99	Первая	1:100:1	3	0,23	31
0,2	-	1,0	0,01	-	0,2	-	0,05	98,54	Вторая
-	-	-	0,01	-	-	-	-	99,99	Третья
7	1,0	0,2	-	-	0,001	-	-	-	0,05	99,749	-	-	7	0,076	13
8	1,9	0,2	-	-	0,005	-	-	-	0,05	99,745	-	-	7	0,19	10

1. Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава на основе ксантана, ацетата хрома, щелочи и воды, отличающийся тем, что гелеобразующий состав дополнительно содержит полиакриламид или эфир целлюлозы и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас.%: ксантан 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы 0,025-2,0, щелочь 0,005-0,1, бактерицид 0,03-0,3, ацетат хрома 0,005-0,2, вода - остальное, соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после закачки гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве бактерицида используют, например 40%-ный раствор формальдегида или бактерицид СНПХ - 1002, или бактерицид СНПХ - 1004, или бактерицид СНПХ - 1200, или бактерицид ФЛЭК ИК - 200.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве щелочи используют гидроксид натрия или калия.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что до и после закачки гелеобразующего состава закачивают щелочной раствор при следующем соотношении компонентов, мас.%: щелочь 0,01-0,1, вода плотностью 1,00 г/см³ - остальное.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что соотношение закачиваемых оторочек щелочного раствора, гелеобразующего состава и щелочного раствора составляет от 1:5:1 до 1:100:1 соответственно.