RU2169258C1

RU2169258C1 - Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах

Info

Publication number: RU2169258C1
Application number: RU2000128397/03A
Authority: RU
Inventors: Б.Е. Доброскок; С.А. Яковлев; Г.Ф. Кандаурова; Н.Н. Кубарева; Г.Х. Валеева; Р.Х. Мусабиров; З.М. Ганеева; И.М. Салихов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ"
Priority date: 2000-11-15
Filing date: 2000-11-15
Publication date: 2001-06-20

Abstract

Способ относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. В способе выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающем закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при 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. Причем при высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 - 10,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимерного материала со сшивателем и суспензию дисперсных систем. (Патент РФ N 1731942, кл. E 21 B 43/22, опубл. 1992 г.).

Известный способ имеет низкую эффективность вследствие низкой устойчивости сшитой полимерной системы за счет синерезиса.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности (прототипом) является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку полимерных растворов со сшивателем с образованием гелей в пласте (С.В. Усов и др. "Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами. "Нефтяное хозяйство. N 7, 1991 г., с. 41-43).

Известный способ малоэффективен вследствие синерезиса. Кроме того, на поздней стадии разработки нефтяного месторождения возникает необходимость частого повторения операций известного способа. Из-за депрессионного воздействия в призабойной зоне гель разрушается и эффект изоляции высокопроницаемых зон уменьшается. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающем закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, согласно изобретению в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при соотношении компонентов, мас. %: карбоксиметилцеллюлоза 0,1 - 3,0, полиакриламид 0,005 - 0,5, сшиватель 0,01 - 0,2 и вода остальное, изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 - 10,0 мас.%.

Признаками изобретения являются:
1. Закачка изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды.

2. Использование в качестве изолирующего состава дисперсии в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при сотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,1 - 3,0, полиакриламид 0,005 - 0,5, сшиватель 0,01 - 0,2 и вода остальное.

3. Изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня.

4. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 - 10,0 мас.%.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2, 3 являются существенными отличительными признаками, признак 4 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяных месторождений вследствие неоднородности пластов происходит неравномерное поступление рабочего агента в зоны пласта с разной проницаемостью и неравномерный отбор нефти из разных зон пласта. При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин проводят работы по снижению проницаемости высокопроницаемых зон и регулированию фронта заводнения продуктивного пласта. Однако эффект от этого бывает кратковременным, что негативно сказывается на нефтеотдаче пластов.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи пластов.

Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений через добывающие скважины отбирают нефть и закачивают в пласт через нагнетательные скважины рабочий агент и периодически изолирующий состав - водный раствор полимеров со сшивателем. В качестве рабочего агента используют пресную или минерализованную воду. В качестве изолирующего состава используют дисперсии в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,1 - 3,0, полиакриламид 0,005 - 0,5, сшиватель 0,01 - 0,2 и вода остальное. В качестве сшивателя используют соли кальция, алюминия, хрома, например ацетат хрома. Время гелеобразования от нескольких часов до 10 сут. При большой приемистости скважины порядка более 500 м³/сут., когда скважина "глотает", вместе с изолирующим составом закачивают наполнитель. В качестве наполнителя используют глину, древесную муку, мел и т.п. Количество наполнителя составляет 0,5 - 10,0 мас.%.

Изолирующий состав готовят непосредственно перед закачкой смешением компонентов до состояния дисперсии. В этом состоянии смесь обладает минимальной вязкостью. Для приготовления изолирующего состава используют карбоксиметилцеллюлозу по ТУ 2231-002-50277563-2000 и т.п., полиакриламид марки ДП 9-8177 и т.п., ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00.

Изолирующий состав продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Как правило, это расстояние составляет 3 и более м.

Изолирующий состав закачивают в несколько оторочек с изменяющейся прочностью геля. Для этого в первой оторочке используют изолирующий состав с повышенным количеством карбоксиметилцеллюлозы. Такой изолирующий состав обладает относительно высокой вязкостью и образует в пласте гель повышенной прочности. В последующих оторочках снижают количество карбоксиметилцеллюлозы. Тем самым снижают вязкость изолирующего состава. Конкретное количество карбоксиметилцеллюлозы определяют исходя из свойств пласта, обводненности нефти и т.п.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1700 - 1900 м, мощность пластов 3 - 6 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 36^oC, пористость 18 - 22%, проницаемость 300 - 800 мДс, плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях 5 мПа.•с. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент - минерализованную воду, через 30 нагнетательных скважин. Для закачки раствора полимера выбирают одну нагнетательную скважину. Скважина принимает 490 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 11,2 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Среднесуточный дебит по жидкости трех добывающих скважин составляет 95 т/сут со средней обводненностью 89,1%. Через 3 суток, когда пластовое давление снизилось, через нагнетательную скважину закачивают изолирующий состав в объеме 250 м³ тремя равными оторочками. Первая оторочка состоит из 3,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,2% ацетата хрома и воды. Вторая оторочка состоит из 2,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,07% ацетата хрома и воды. Третья оторочка состоит из 0,1% карбоксиметиллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,01% ацетата хрома и воды. Первоначальная вязкость изолирующих составов составляет 80 - 110 мПа•с. Оторочки продавливают в пласт на расстояние не менее 3 м. Проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. После этого через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент. Образовавшийся в пласте гель отключил из разработки пласт, который принимал 37,5% воды и ограничил приемистость среднепроницаемого пласта до 100 м³/сут. В результате обводненность продукции снизилась до 65% и через три добывающие скважины добыто дополнительно 1500 т нефти.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Нагнетательная скважина принимает 900 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 12 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 суток, когда пластовое давление снизилось, через нагнетательную скважину закачивают изолирующий состав в объеме 240 м³ тремя равными оторочками. Первая оторочка состоит из 2,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,5% полиакриламида, 0,2% ацетата хрома, 10% глинопорошка и воды. Вторая оторочка состоит из 1,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,5% полиакриламида, 0,07% ацетата хрома, 5% глинопорошка и воды. Третья оторочка состоит из 0,1% карбоксиметилцеллюлозы, 0,3% полиакриламида, 0,01% ацетата хрома, 0,5% глинопорошка и воды. Оторочки продавливают в пласт на расстояние не менее 3 м. Проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. После этого через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент. В результате приемистость нагнетательной скважины снизилась вдвое, обводненность нефти снизилась до 66%. Через три добывающие скважины добыто дополнительно 1800 т нефти.

Пример 3. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 суток, когда пластовое давление снизилось, останавливают одну добывающую скважину и закачивают тремя равными оторочками 220 м³ изолирующего состава. Первая оторочка состоит из 3,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,5% полиакриламида, 0,2% ацетата хрома и воды. Вторая оторочка состоит из 2,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,05% полиакриламида, 0,07% ацетата хрома и воды. Третья оторочка состоит из 0,1% карбоксиметилцеллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,01% ацетата хрома и воды. Первоначальная вязкость изолирующих составов составляет 80 - 110 мПа•с. Оторочки продавливают в пласт на расстояние не менее 3 м. Проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. После этого через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент, а через добывающую скважину отбирают нефть. В результате обводненность нефти снизилась с 90 до 60%.

В результате разработки нефтеотдача залежи увеличивает на 2 - 3%.

Изолирующий состав в предложенном способе не подвержен синерезису в пласте, вследствие этого он обладает повышенной продолжительностью действия.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Claims

1. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, отличающийся тем, что в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 - 10,0 мас.%.