RU2382185C1 - Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) - Google Patents

Abstract

Изобретение применяется при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине. Технический результат изобретения - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами и снижение энергетических затрат. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, указанная дисперсия дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0; ацетат хрома 0,03-0,1; оксид цинка 0,04-0,06; водаостальное, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток. По другому варианту используют дисперсию, которая содержит, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0; гуар 0,1-0,2; ацетат хрома 0,04-0,1; оксид магния 0,02-0,05; вода остальное, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине.

Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт дисперсии коллоидных частиц полимера и соли поливалентного катиона (патент РФ №2167281, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2001 г., Бюл. №14). В качестве полимера используют водный раствор полиакриламида (ПАА), полисахарида, полиметакриламида и производные целлюлозы. Перед закачкой дисперсии сначала готовят полимерный раствор на поверхности, что требует дополнительного времени и наличия специального оборудования. При применении этого способа, зачастую, возникает необходимость удаления гелеобразующей композиции из ствола скважины, а после формирования геля в пласте - восстановления проницаемости нефтенасыщенных пропластков.

В качестве солей поливалентных катионов используют ацетаты, тартраты, цитраты, хромат и бихромат аммония и щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы, в частности ацетат хрома. Алюмокалиевые квасцы имеют ограниченную растворимость и плохо совмещаются со сточными водами, при контакте с ними выпадает осадок гидроксида алюминия. Растворение происходит во времени.

С целью улучшения фильтрационных свойств полимерных систем дополнительно вводят дисперсии гель-частиц (ДГЧ), набухающих в 100-5000 раз, но не растворимых в воде, что ведет к образованию дисперсии коллоидных частиц со следующей концентрацией компонентов, мас.%:

водорастворимый полимер	0,1-1,0
соль поливалентного катиона	0,001-0,5
дисперсия гель-частиц	0,001-0,1.

В качестве гель-частиц используют частично сшитые внутримолекулярными связями сополимеры акрилатных мономеров с эфирами целлюлозы, метиленбисакриламида и др. Эти гель-частицы довольно быстро начинают набухать в закачиваемом растворе, что ведет к увеличению давления закачки дисперсной системы. Это усложняет технологический процесс, происходит удорожание его за счет использования дорогостоящих реагентов.

Способ эффективен в пластах с высокой проницаемостью с наличием развитой системы трещин. А в неоднородных терригенных коллекторах набухшие гель-частицы закупоривают поры на входе и не дают проникнуть сшитому малоподвижному полимерному раствору вглубь пласта, что снижает охват пласта вытеснением и эффективность способа в целом.

Известен способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов (патент РФ №2180039, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2002 г.).

Способ относится в частности к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Повышение эффективности технологии воздействия на пласт вязкоупругими составами осуществляется путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламидов и сшивателей. В качестве реагентов - сшивателей используются соли трехвалентного хрома.

Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся вязкоупругих составов и, вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ (прототип) выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2001 г., Бюл. №17). В пласт закачивают изолирующий состав на основе полимеров, сшивателя и воды. В качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), полиакриламида и сшивателя при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,1-3,0
Полиакриламид	0,005-0,5
Сшиватель	0,01-0,2
Вода	остальное.

При этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Также при высоких приемистостях скважины согласно способу изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%.

Недостатком данного способа является слишком продолжительный индукционный период гелеобразования и низкая прочность полученных вязкоупругих составов. Для того чтобы произошла сшивка закачанных в пласт полимеров во всем объеме, приходится делать технологическую выдержку (паузу) продолжительностью 10 суток. Это ведет к непроизводительному простою скважины и снижению технологической эффективности и экономической рентабельности способа в целом.

Также недостатком способа является достаточно высокая первоначальная вязкость изолирующего состава, равная 80-110 мПа·с, что увеличивает нагрузку на насосное оборудование при его закачке. Другим недостатком способа является то, что в качестве наполнителя используют глинопорошок, в количестве 0,5-10 мас.%, который способствует необратимой кольматации коллекторов глинистой суспензией.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.

Поставленная техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома.

Новым является то, что по первому варианту указанная дисперсия дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полиакриламид	0,5-1,0
Ацетат хрома	0,03-0,1
Оксид цинка	0,04-0,06
Вода	остальное,

при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток.

Поставленная техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома.

Новым является то, что по второму варианту при высоких приемистостях скважины указанная дисперсия дополнительно содержит гуар и оксид магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полиакриламид	0,5-1,0
Гуар	0,1-0,2
Ацетат хрома	0,04-0,1
Оксид магния	0,02-0,05
Вода	остальное,

при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток.

Для приготовления растворов гелеобразующих - вязкоупругих составов (ВУС) используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа.

Для приготовления вязкоупругого состава используют полиакриламид марки DP 9-8177 по ТУ 2458-001-82330939-2008 или его аналоги, гуар (гуаровая камедь) по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги, в качестве сшивателя используют ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-001-50635131-00. В качестве оксида двухвалентного металла используют оксид цинка - цинковые белила (ЦБ) по ГОСТу 202-84 и оксид магния (ОМ) по ТУ-6-09-3023-79.

Сущность изобретения.

Технологии ограничения водопритока и выравнивания профиля приемистости с применением вязкоупругих составов - это процесс обработки добывающих и нагнетательных скважин с целью изоляции притока вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам пласта. Варианты составов по предлагаемому способу в момент смешения компонентов имеют невысокую исходную вязкость и поэтому легко закачиваются в пласт, в первую очередь, поступают в высокопроницаемую зону пласта, где скорость фильтрации выше.

В течение некоторого периода времени, называемого индукционным периодом, вязкость состава практически не отличается от вязкости раствора полимера ПАА. Вязкость 0,7 (мас.%) раствора полимера DP 9-8177 в воде с плотностью 1120 кг/м³ равна 37,9 мПа·с, при этом вязкость состава, содержащего (0,7 DP 9-8177+0,06 ЦБ+0,04 AX+99,2 воды) мас.% равна 36,0 мПа·с, а у состава (0,5 DP 9-8177+0,2 Гуара+0,03ОМ+0,05АХ+99,22 воды) мас.% вязкость равна 63,5 мПа·с. Первоначальная вязкость составов по предлагаемому способу в 1,3-3 раза ниже чем у прототипа, за счет чего и происходит снижение энергетических затрат при осуществлении закачки составов в пласт. В течение индукционного периода, когда вязкость составов остается невысокой, необходимо закачать их в пласт, и продвинуть на необходимое расстояние от скважины и остановить скважину на технологическую паузу. За время технологической паузы под влиянием сшивателей происходит структурирование водного раствора полимера в присутствии оксида металла и сшивателя с образованием ВУС - неподвижной системы, обладающей высокой сдвиговой прочностью. ВУС закупоривает высокопроницаемую часть пласта и тем самым способствует выравниванию проницаемостной неоднородности и сокращению притока воды. Оксид металла со сшивателем ацетат хрома действуют комплексно, ВУС, полученные на их основе, обладают большей структурной прочностью, по сравнению с вязкоупругими составами, не содержащими оксид двухвалентного металла.

Индукционный период по времени должен быть меньше продолжительности технологической паузы скважины. Только в этом случае будут соблюдены условия технологической и экономической эффективности способа.

По предлагаемым вариантам способа индукционный период ВУС составляет от 24 до 40 часов (1-1,8 суток). Соответственно, и технологическая пауза в зависимости от объема закачки будет составлять 2-3 суток, в то время как, по прототипу технологическая пауза составляет 10 суток. Останавливать скважины на такой длительный срок не рентабельно.

Исходная вязкость состава, не содержащего гуар, равна 36,0 мПа·с, и индукционный период этой системы составляет 24-26 часов. С добавкой гуара вязкость системы увеличивается до 63,5 мПа·с, индукционный период равен 30-36 часов. ВУС (по первому варианту), с меньшей исходной вязкостью, предлагается закачивать в низкопроницаемые пласты, а ВУС (по второму варианту), содержащие гуар, в более высокопроницаемые пласты. Закачка технологических жидкостей с такой вязкостью не представляет трудностей.

Пример конкретного выполнения.

Варианты предлагаемого способа реализуются через добывающие скважины, характеризующиеся следующими параметрами и показателями:

- содержание воды в добываемой продукции (обводненность) не более 98%;

- дебит жидкости не менее 10 м³/сут;

- нефтенасыщенная толщина пласта не менее 3 м;

- температура пласта от 15°С до 90°С.

Плотность попутно-добываемой воды не лимитируются.

Варианты предлагаемого способа осуществляются с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку рабочих жидкостей в скважину:

- комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги;

- насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги;

- автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги.

Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1049-1100 м, мощность пластов 3-5 м, пластовое давление 9,4 МПа, обводненность 98%, приемистость скважины не менее 100 м³/сут. Объем оторочки закачиваемого состава равен 44 м³. Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1100 кг/м³. Готовится рабочий раствор с концентрациями: ПАА - 0,7 мас.%, АХ - 0,07 мас.%, оксид цинка (ОЦ) - 0,06 мас.%, воды - 99,17 мас.%. Расход реагентов на 1 м³ воды составляет ПАА - 7 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50 мас.% основного вещества) - 1,4 кг, ОЦ - 0,6 кг.

Составы готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. В этот момент составы имеют начальную вязкость 36-65 мПа·с, что, примерно, в два раза ниже, чем в прототипе. Продавливают состав в пласт в объеме, обеспечивающим ее полное вытеснение из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ)+0,5-1 м³. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью 2,5 суток.

Недостатком всех полисахаридов является их подверженность микробной деструкции, поэтому в случае применения гуара или его аналогов для подавления микробиологической деструкции добавляется бактерицид, выбранный из числа формалина, СНПХ-1200, СНПХ-1050 К и др. в количестве 0,2 мас.%.

Сравнительное тестирование структурной прочности предлагаемых вязкоупругих составов было осуществлено путем измерения сдвиговой прочности на вискозиметре «Полимер РПЭ-1М». Результаты этих исследований представлены в таблице. Как видно из этой таблицы, с увеличением в составе содержания полиакриламида прочность системы растет как по первому варианту, так и по второму варианту. Верхний предел содержания дорогостоящего ПАА, равный 1 мас.%, продиктован экономической целесообразностью. Верхний предел содержания ацетата хрома лимитируется, тем, что при дальнейшем увеличении содержания АХ удлиняется индукционный период. С увеличением содержания гуара более 0,2 мас.% резко возрастает исходная вязкость состава по второму варианту. Для сравнения приведена величина сдвиговой прочности известного состава, состоящего из раствора полимера и сшивателя (0,7 ПАА+0,05 АХ) мас.%, которая ниже, чем у ВУС по предлагаемым способам в 1,8-2,6 раза в зависимости от состава. Также составы по предлагаемым способам превосходят по прочности изолирующий состав по прототипу в 1,8-4,9 раза.

Вязкоупругие составы, по предлагаемому способу, обладая более высокой структурной прочностью, способны выдерживать большие нагрузки, не подвергаясь разрушению, и дольше сохранять технологические свойства в пластовых условиях.

Следовательно, применение вариантов предлагаемого способа, направленных на выравнивание профиля приемистости нагнетательной и ограничение водопритока в добывающей скважинах способствует повышению эффективности вытеснения нефти из пласта вязкоупругими (гелеобразующими) составами за счет повышения прочности указанных составов и сокращение материальных затрат путем сокращения индукционного периода.

Таблица - Сравнение структурной прочности различных ВУС
Состав (мас.%):		Сдвиговая прочность полученных ВУС при скорости сдвига 1,4 сек-1, Па
I	0,5 ПАА+0,03 ЦБ+0,03АХ+99,44 вода	893,5
	0,6 ПАА+0,06 ЦБ+0,06 АХ+99,28 вода	956,2
	0,8 ПАА+0,04 ЦБ+0,04 АХ+99,12 вода	1304
	0,4 ПАА+0,05 ЦБ+0,02 АХ+99,53 вода	521,3
	1,0 ПАА+0,07 ЦБ+0,1 АХ+98,83 вода	1450
II	0,4 ПАА+0,3 Гуар+0,01 ОМ+0,05 АХ+99,24 вода	564,3
	0,5 ПАА+0,2 Гуар+0,03 ОМ+0,04 АХ+99,23 вода	891,1
	0,6 ПАА+0,1 Гуар+0,03 ОМ+0,05 АХ+99,22 вода	1115,9
	0,7 ПАА+0,1 Гуар+0,05 ОМ+0,06 АХ+99,89 вода	1165,6
	1,0 ПАА+0,1 Гуар+0,1АХ+0,06 ОМ+98,74 вода	1560
	0,8 ПАА+0,2 Гуар+0,03 АХ+0,02 ОМ+98,95 вода	1435
Известный состав	0,7 ПАА+0,05 АХ+99,25 вода	494,2
Прототип	ПАА 0,1+1,0 КМЦ+0,1 АХ+98,8 вода	320

Claims (2)

1. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид 0,5-1,0 Ацетат хрома 0,03-0,1 Оксид цинка 0,04-0,06 Вода остальное
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³, производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.

2. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит гуар и оксид магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид 0,5-1,0 Гуар 0,1-0,2 Ацетат хрома 0,04-0,1 Оксид магния 0,02-0,05 Вода остальное
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м³, производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.