RU2162143C1 - Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой нефти. Обеспечивает увеличение охвата пласта воздействием, повышение добычи нефти, снижение ее обводненности за счет увеличения остаточного фактора сопротивления. Сущность изобретения: по способу периодически закачивают в нагнетательные скважины водный раствор полимера и воду. В качестве полимера используют латекс СКМС-30 АРК со стабилизирующей добавкой. Его водный раствор закачивают одновременно через группу нагнетательных скважин с кустовой насосной станции. Воду закачивают между оторочками водного раствора полимера. При этом оторочки водного раствора полимера и воды закачивают без остановок. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой нефти.

Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяного пласта, неоднородного по проницаемости, путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии водного раствора полимера (aвт. свид. СССР N 1758217, кл. E 21 В 43/22, 1992). Недостатком данного способа является небольшая стойкость изоляционного экрана, образованного водорастворимым полимером и глиной, к потоку закачиваемой воды через нагнетательные скважины.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений путем закачки водного раствора полиакриламида 0,01-0,1%-ной концентрации (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 165-175). Однако этот способ малоэффективен на поздних стадиях разработки на месторождениях, заводненных солеными (минерализованными) водами, в связи с тем, что молекулы полиакриламида не создают эффективного сопротивления течению воды.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности (прототипoм) является способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением (патент РФ, N 2121057, 1998, кл. E 21 В 43/22), включающий закачку в обводненный пласт водного раствора полимера, который закачивают периодически до закупоривания высокопроницаемых обводненных зон пласта, а между закачками порций водного раствора полимера закачивают воду. Способ недостаточно эффективен по охвату пласта заводнением.

Задачей настоящего изобретения является создание эффективного способа регулирования разработки нефтяных месторождений, позволяющего за счет увеличения остаточного фактора сопротивления в промытых каналах пласта увеличить охват пласта воздействием и в конечном итоге повысить добычу нефти и уменьшить ее обводненность.

При закачивании полимера со стабилизирующей добавкой происходит взаимодействие компонентов со скелетом пористой среды, молекулы полимера и стабилизирующей добавки сорбируются на ней, что приводит к ухудшению фильтрации в них воды. Смесь реагентов поступает предпочтительно в промытые высокопроницаемые слои, увеличивая в них остаточный фактор сопротивления и как следствие повышается охват пласта заводнением.

Периодическая закачка смеси полимера и стабилизирующей добавки способствует созданию эффективного сопротивления течению закачиваемой воды в промытых зонах пласта с последующим их закупориванием.

Возобновление закачки (I, III...V циклы) смеси полимера со стабилизирующей добавкой и нагнетание воды между циклами способствует увеличению глубины проникновения закупоривающих агентов в промытые зоны пласта, что приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти и увеличению охвата пласта заводнением. То есть предлагаемый способ обеспечивает направленность и распределение потоков закачиваемых реагентов по всей толщине продуктивных пластов в зависимости от их неоднородности по проницаемости.

В качестве полимера используют водорастворимый латекс СКМС-30АРК по ТУ 2294-070-16810126-98, в качестве стабилизирующей добавки используют ПАВ ОП-10 или ОП-7 по ГОСТ 8244-81.

Эффективность предлагаемого способа определяют в лабораторных условиях по коэффициенту нефтеотдачи и остаточному фактору сопротивления. Исследования проводят на моделях неоднородного пласта. Неоднородный пласт моделирован параллельным соединением двух разнопроницаемых пропластков, подключенных к одной напорной линии, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой: дезинтегрированным песчаником. Длина колонок 1 м, диаметр 0,28 м. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели насыщают сточной водой (γ = 1,1г/см³) после предварительного вакуумирования. Затем сточную воду замещают нефтью. Далее проводят вытеснение нефти до полной обводненности продукции и стабилизации перепада давления.

Пример 1.

В модель пласта закачивают 0,1 п.о. водного раствора, 0,5% полимера - латекса со стабилизирующей добавкой ОП-10 0,015%-ной концентрации, затем 0,01 п.о. сточной воды (I цикл);
II цикл: а) 0,1 п.о. 0,5% полимера +0,015% ОП-10
0,01 п.о. сточной воды;
III цикл: а) 0,1 п.о. 0,5% полимера +0,015% ОП-10
0,01 п.о. сточной воды.

Затем вытеснение проводят сточной водой в количестве 5 п.о.

Коэффициент нефтеотдачи составляет 63,9%, а остаточный фактор сопротивления 3,2 (см. таблицу, опыт 3).

Пример 2.

В модель пласта закачивают 0,05% водного раствора латекса и 0,015% био-ПАВ КШАС-М в количестве 0,1 п.о. Затем вытеснение нефти проводится сточной водой в количестве 5 п.о.

Коэффициент нефтеотдачи составляет 39,9%, а остаточный фактор сопротивления -1,3% (см. таблицу, опыт 2).

Пример 3.

В модель пласта закачивают 0,5% водного раствора латекса и 0,015% ПАВ ОП-10 в объеме 0,05 п.о. Между оторочками раствора закачивают по 0,01 п.о. сточной воды. Всего таких циклов 6. Затем переходят на вытеснение нефти сточной водой. Коэффициент нефтеотдачи составляет 46,2%, а остаточный фактор сопротивления 2,7 (см. таблицу, опыт 4).

Технологию осуществляют следующим образом.:
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок на месторождении. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважин, степень выработанности пластов. Закачку реагентов производят с КНС (кустовой насосной станции). Обрабатывается одновременно группа нагнетательных скважин, питающихся от одной КНС, что позволяет расширить масштабы внедрения. Оторочки раствора полимера и стабилизирующей добавки предусматривается подавать на прием агрегата ЦНС, установленного на КНС. Закачивание чередующихся оторочек раствора полимера и сточной воды (закачиваемой) проводят круглосуточно без остановки. В соответствии с технологией требуется в течение года закачать 1-10 оторочек раствора. Оторочки раствора и продавочной сточной воды необходимо закачивать по возможности без остановок. Объем закачиваемых реагентов для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости и толщины пласта.

В нагнетательную скважину после заводнения закачивают в течение 1-5 дней смесь полимера со стабилизирующей добавкой, затем в течение 5-20 дней закачивают сточную минерализованную воду и снова 1-5 дней смесь реагентов, далее воду и т.д. Таких циклов 1-10. Затем закачивают воду системы ППД. При снижении эффекта при разработке закачку химреагентов и воды повторяют.

Заявляемый способ обладает следующими технико-экономическими преимуществами по сравнению с известным способом:
- увеличивается коэффициент нефтеотдачи с 46,2 до 63,9%;
- повышается остаточный фактор сопротивления с 2,7 до 3,2;
- увеличивается охват пласта заводнением;
- закачку реагентов производят с КНС, что позволяет расширить масштабы внедрения.

Работы производятся круглогодично.

Claims (1)

1. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий периодическую закачку в нагнетательные скважины водного раствора полимера и воды, отличающийся тем, что в качестве полимера используют латекс СКМС-30 АРК со стабилизирующей добавкой, водный раствор которого закачивают одновременно через группу нагнетательных скважин с кустовой насосной станции, а воду закачивают между оторочками водного раствора полимера, при этом оторочки водного раствора полимера и воды закачивают без остановок.

Images