RU2283427C1 - Способ разработки высокотемпературной нефтяной залежи - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта заводнением. Техническим результатом является увеличение эффективности разработки высокотемпературной нефтяной залежи за счет повышения качества изоляции при одновременном обеспечении высокого уровня извлекаемых запасов нефти пласта. В способе разработки высокотемпературной нефтяной залежи, включающем закачку в пласт через скважину оторочки водно-полимерной системы, содержащей полиакриламид, обработанный ионизирующим излучением, и воды, в качестве водно-полимерной системы используют 0,5-2%-ную водную суспензию предельно набухшего полиакриламида ПАА, обработанного в твердой фазе ионизирующим излучением дозой 1-10 Мрад, а перед ней осуществляют закачку в пласт оторочки 5-30%-ной суспензии набухшего до степени 0-20 того же ПАА в органической жидкости или водном растворе силиката натрия с плотностью 1,1-1,5 г/см³. Причем указанная водная суспензия дополнительно содержит 0,1-10 мас.% наполнителя, вода для водной суспензии имеет рН 2-5, водная суспензия дополнительно содержит 3-10 мас.% водорастворимой соли двух или трехвалентного металла. 4 з.п. ф-лы.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта заводнением.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий попеременную закачку в пласт через нагнетательную скважину воды и суспензии порошкообразного агента, содержащей 0,03-0,5% дисперсной фазы - порошкообразного полиакриламида с содержанием 5-80% гель-фракции и золь-фракции с мол. массой не менее 1·10⁶. Такой полиакриламид получен обработкой ионизирующим излучением дозой до 1 Мрад. (1).

Недостатком известного способа является то, что использование его в высокотемпературном пласте с температурой выше 50°С приводит к быстрой деградации полимера и снижению эффективности способа.

Известен также способ разработки высокотемпературной нефтяной залежи, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт в равных объемах водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, в которую перед закачкой вводят 0,3-5% от массы глины карбоната натрия, и далее закачку воды (2).

Известный способ, обеспечивая эффективность изоляции в условиях высоких температур, в тоже время за счет необратимого закупоривания глиной отдельных участков нефтяного пласта приводит к снижению остаточных извлекаемых запасов нефти.

Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ разработки высокотемпературной нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через скважину гелеобразующего водного раствора, содержащего, мас.%: радиализованный полиакриламид РПАА 0,3-0,5, бихромат щелочного металла 0,05-0,3, КССБ 0,1-0,5, который является многоцелевым, в том числе применим при изменении фильтрационных характеристик пласта при закачке воды. Раствор готовят путем растворения в воде выпускаемого по ТУ 6-01-1049-81 7%-ного геля РПАА и последовательно - остальных компонентов. (3).

Недостатком известного способа является недостаточное качество изоляции, обуславливаемое, в частности, наличием в используемой водно-полимерной системе компонентов, склонных к образованию труднорастворимых соединений, что также снижает остаточные извлекаемые запасы нефти при вытеснении водой.

Задачей изобретения является увеличение эффективности разработки высокотемпературной нефтяной залежи за счет повышения качества изоляции при одновременном обеспечении высокого уровня извлекаемых запасов нефти пласта.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки высокотемпературной нефтяной залежи, включающем закачку в пласт через скважину оторочки водно-полимерной системы, содержащей полиакриламид, обработанный ионизирующим излучением, и воды, в качестве водно-полимерной системы используют 0,5-2%-ную водную суспензию предельно набухшего полиакриламида ПАА, обработанного в твердой фазе ионизирующим излучением дозой 1-10 Мрад, а перед ней осуществляют закачку в пласт оторочки 5-30%-ной суспензии набухшего до степени 0-20 того же ПАА в органической жидкости или водном растворе силиката натрия с плотностью 1,1-1,5 г/см³. Причем указанная водная суспензия дополнительно содержит 0,1-10 мас.% наполнителя, вода для водной суспензии имеет рН 2-5, водная суспензия дополнительно содержит 3-10 мас.% водорастворимой соли двух или трехвалентного металла.

Сущность заявленного способа состоит в том, что закачка суспензий сшитого ионизирующим излучением - ускоренными электронами порошкообразного ПАА (т.е. ПАА, подвергнутого указанной обработке в твердой фазе) последовательно в виде слабо набухшего (до 0-20) - в органической жидкости или водном растворе силиката натрия и в виде предельно набухшего - в воде позволяет получить высокую концентрацию полиакриламида непосредственно в пласте. Реальная концентрация в отдельных участках пласта может достигать 20% и более в поровом объеме пласта. Это, с одной стороны, повышает термостабильность системы за счет повышения его концентрации. Повышение концентрации полимера сдвигает термодинамическое равновесии системы полимер-мономер в сторону образования полимера. Выбранные дозы ионизирующего излучения 1-10 Мрад также способствует повышению термической стабильности за счет высокой концентрации количества межмолекулярных сшивок внутри зерна полимера. При значении дозы менее 1 Мрад межмолекулярные сшивки термически неустойчивы, а при значении дозы более 10 Мрад набухаемость гелей оказывается недостаточной для обеспечения заметного технологического эффекта. Закачка в пласт указанной суспензии полиакриламида в ненабухшем состоянии при его содержании менее 10% оказывает незначительный эффект на нефтеотдачу пласта, а свыше 40% - может вызвать опасность закупорки продуктивной части пласта. Закачка водной суспензии набухшего ПАА (до 70-200) на основе воды с рН 2-7 после закачки в пласт суспензии в водном растворе силиката натрия (жидкого стекла) приводит к выделению силикагеля и образованию системы, содержащей органический гель ПАА и неорганический силикатный гель, который обладает большей термостойкостью. При разрушении органического геля неорганический гель остается, но при этом сохраняет объем пространства, ранее занятого органическим гелем. Значение рН ниже 2 приводит к быстрому гидролизу ПАА и его разрушению. Дополнительное введение в водную суспензию растворимой соли двух или трехвалентного металла, например хлорида кальция или магния и алюминия, или железа обеспечивает при взаимодействии с жидким стеклом образование смеси органического и неорганического геля подобно описанному выше. Способ возможно использовать при температурах 50-120°С. В качестве органической жидкости используют безводную нефть, дистиллят, керосин, газойль, гексан, бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, диэтиленгликоль. В качестве наполнителя можно использовать любые его виды, используемые в нефтеразработке, например дисперсный мел или древесную муку, глину, в том числе бентонитовую. Закачку указанной суспензии ПАА в органической жидкости или водном растворе силиката натрия производят в количестве 0,1-1,0 м³ на один метр перфорированной части скважины.

Набухание полимера определяют по следующей методике. Навеску полимера М_п в г смешивают с растворителем массой в г, после чего систему перемешивают в течение 30 минут. Далее систему фильтруют через сетку 0,5 мм. Определяют массу фильтрата м_ф. Набухаемость (безразмерную величину) определяют по формуле:

Набухаемость = (м_р-м_ф)/м_п

Предельно набухшим считается полимер, набухший до степени 70-200.

К слабонабухшим относится полимер, набухший до степени 0-20.

Пример 1.

Для оценки эффективности предлагаемого способа он был смоделирован в лабораторных условиях. Для этого изготовили термостатируемую модель пласта диаметром 4 см и длиной 100 см, заполненную кварцевым песком проницаемостью 2,0 Дарси. Модель заполняли нагретой нефтью и нагревали в термостате до температуры 50°С. Далее проводили вытеснение нефти из модели пласта нагретой до 50°С водой до прекращения вытеснения нефти. Было вытеснено 23% содержащейся в модели нефти. Далее закачали 10%-ную суспензию в керосине полиакриламида, для которого набухание определено как 0, обработанного ионизирующим облучением дозой 1 Мрад, а затем закачали 1%-ную водную суспензию предельно набухшего того же полиакриламида. Далее закачивали в пласт воду до прекращения выделения дополнительной нефти. В результате получено еще дополнительно 14% нефти.

Пример 2.

Пример аналогичен примеру 1, при этом к водной суспензии дополнительно добавлено 1% дисперсного мела. Результат - дополнительное извлечение 17% нефти.

Пример 3.

Пример аналогичен примеру 1, при этом для получения водной суспензии использовали воду рН 2. Получали 5%-ную суспензию в водном растворе силиката натрия (жидком стекле) с плотностью 1,3 г/см³ того же ПАА, набухшего до 20. При этом часть жидкого стекла оказывается связанной в полимерный гель, остальная - обеспечивает текучесть суспензии. Закачали эту суспензию, вслед за ней - суспензию в воде, после этого закачали воду до прекращения выделения нефти. В результате получено дополнительно извлечение 19% нефти.

Пример 4.

Пример аналогичен примеру 3, при этом к водной суспензии дополнительно добавлено 10% хлорида кальция. Закачали суспензию ПАА в водном растворе силиката натрия, затем водную суспензию с добавкой хлорида кальция. После закачки воды получено дополнительно 22% нефти.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССр №1663184, опубл. 15.07.1991.

2. Авторское свидетельство СССР №1755611, опубл. 10.06.1996.

3. Патент РФ №2057781, опубл. 10.04.1996.

Claims (5)

1. Способ разработки высокотемпературной нефтяной залежи, включающий закачку в пласт через скважину оторочки водно-полимерной системы, содержащей полиакриламид, обработанный ионизирующим излучением, и воды, отличающийся тем, что в качестве водно-полимерной системы используют 0,5-2%-ную водную суспензию предельно набухшего полиакриламида ПАА, обработанного в твердой фазе ионизирующим излучением дозой 1-10 Мрад, а перед ней осуществляют закачку в пласт оторочки 5-30%-ной суспензии набухшего до степени 0-20 того же ПАА в органической жидкости или водном растворе силиката натрия с плотностью 1,1-1,5 г/см³.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная водная суспензия дополнительно содержит 0,1-10 мас.% наполнителя.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что вода для указанной водной суспензии имеет рН2-5.

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что вода для указанной водной суспензии имеет рН2-5.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что водная суспензия дополнительно содержит 3-10 мас.% водорастворимой соли двух или трехвалентного металла.