RU2424426C1

RU2424426C1 - Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Info

Publication number: RU2424426C1
Application number: RU2010115536/03A
Authority: RU
Inventors: Марат Инкилапович Амерханов (RU); Марат Инкилапович Амерханов; Антон Николаевич Береговой (RU); Антон Николаевич Береговой; Шаура Газимьяновна Рахимова (RU); Шаура Газимьяновна Рахимова; Валентина Семеновна Золотухина (RU); Валентина Семеновна Золотухина; Илфат Нагимович Файзуллин (RU); Илфат Нагимович Файзуллин; Эдуард Петрович Васильев (RU); Эдуард Петрович Васильев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-04-19
Filing date: 2010-04-19
Publication date: 2011-07-20

Abstract

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 путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта за счет повышения прочности гелеобразующих (вязкоупругих) водных растворов полимеров и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования. Способ разработки неоднородного пласта включает закачку в пласт водного раствора, содержащего, мас.%: полиакриламид 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, вода остальное, при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1. Полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м3, с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора. 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 путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

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 сшитыми полимерными системами 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.

Известен способ разработки неоднородного пласта путем 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.%.

Недостатками данного способа являются 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, 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.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ (прототип), включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера и соли поливалентного катиона (патент РФ №2167281, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2001 г. Бюл. №14). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды (ПАА), полисахариды, полиметакриламиды и производные целлюлозы.

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 в течение определенного времени.

Дополнительно вводят дисперсии гель-частиц (ДГЧ), набухающих в 100-5000 раз, но не растворимых в воде, при следующем соотношении 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 в 100-5000 раз, но сами при этом не растворимы в воде, что ведет к резкому увеличению вязкости раствора и, как следствие, ведет к росту давления закачки дисперсной системы. А это, в свою очередь, способствует увеличению энергетических затрат при осуществлении технологического процесса, а также 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, что является существенным недостатком.

Еще недостатками данного способа являются слишком продолжительный индукционный период гелеобразования и низкая прочность полученных вязкоупругих систем из-за несоблюдения оптимального соотношения полимера и соли поливалентного катиона.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности способа разработки неоднородного пласта за счет повышения прочности гелеобразующих (вязкоупругих) водных растворов полимеров и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.

Поставленная техническая задача решается способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома.

Новым является то, что в водный раствор дополнительно вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас.%:

Полиакриламид	0,3-1,0
Ацетат хрома	0,03-0,1
Оксид магния	0,015-0,07
Вода	остальное,

при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которым закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м³ с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.

Для приготовления водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа. Для приготовления водного раствора анионного полимера типа полиакриламида используют полиакриламид марки DP 9-8177 по ТУ 2458-001-82330939-2008 или его аналоги, в качестве соли поливалентного катиона (сшивателя) используют ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-001-50635131-00. В качестве оксида двухвалентного металла используют и оксид магния (ОМ) по ТУ-6-09-3023-79.

Сущность изобретения.

Технология разработки неоднородного нефтяного пласта - это процесс обработки добывающих и нагнетательных скважин с целью изоляции промытых водой наиболее проницаемых интервалов пласта. Водный раствор по предлагаемому способу в момент смешения компонентов имеет невысокую исходную вязкость, и поэтому легко закачивается в пласт, в первую очередь, поступает в высокопроницаемую промытую зону пласта, где скорость фильтрации выше. В течение некоторого периода времени, называемого индукционным периодом гелеобразования, вязкость водного раствора 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 раствора, содержащего 0,4 DP 9-8177+0,06 ОМ+0,04 AX+99,2 воды (мас.%) равна 38,5 мПа·с. Первоначальная вязкость составов по предлагаемому способу ниже, чем у известного способа, за счет чего и происходит снижение энергетических затрат при осуществлении закачки растворов в пласт. Благодаря малой исходной вязкости закачиваемого по предлагаемому способу раствора он способен проникнуть на большое расстояние от скважины. В противоположность этому набухшие гель-частицы известного способа закупоривают поры на входе и не дают проникнуть сшитому малоподвижному полимерному раствору вглубь пласта, что снижает охват пласта вытеснением и эффективность способа в целом.

В течение индукционного периода, когда вязкость раствора остается невысокой, необходимо закачать его в пласт, продвинуть на необходимое расстояние от скважины и остановить скважину на технологическую выдержку. За время технологической паузы под влиянием сшивателей происходит структурирование водного раствора полимера в присутствии сшивателя и оксида магния с образованием вязкоупругой системы (ВУС) - практически неподвижной, обладающей высокой сдвиговой прочностью. Продолжительность индукционного периода зависит от концентрации полимера, чем меньше концентрация, тем длительнее индукционный период (таблица 1). Продолжительность индукционного периода также зависит от содержания ацетата хрома, поскольку его растворы имеют кислую реакцию, избыток АХ способствует снижению водородного показателя (рН) раствора и замедлению скорости сшивки полимера. Введение в водный раствор полимера оксида магния, нерастворимого в воде, но растворимого в кислой среде, ведет к повышению рН раствора за счет того, что часть АХ реагирует с оксидом магния. Недостаток АХ ведет к образованию слабосшитой вязкоупругой системы, обладающей низкой структурной прочностью. Исходя из этого для получения прочной вязкоупругой системы необходимо смешивать полиакриламид и ацетат хрома в соотношении, близком 10:1. ВУС, полученная при таком соотношении компонентов, закупоривает высокопроницаемую часть пласта и тем самым способствует выравниванию проницаемостной неоднородности и сокращению притока воды. Оксид магния со сшивателем ацетат хрома действуют комплексно. ВУС, полученный на их основе, обладает большей структурной прочностью по сравнению с вязкоупругими системами, не содержащими оксид двухвалентного металла (таблица 1).

Индукционный период по времени должен быть меньше продолжительности технологической паузы скважины. Только в этом случае будут соблюдены условия технологической и экономической эффективности способа. По предлагаемому способу индукционный период гелеобразования составляет от 24 до 96 часов (1-4 суток). Соответственно, и технологическая пауза в зависимости от объема закачки будет составлять 2-5 суток.

Пример конкретного выполнения.

Предлагаемый способ осуществляется с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку водных растворов 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: толщина продуктивного пласта - 5 м, пластовое давление - 9,4 МПа, обводненность - 98%, приемистость скважины - не менее 100 м³/сут. Объем оторочки закачиваемого состава равен 50 м³. Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1100 кг/м³. Готовится водный раствор с концентрациями: 0,5 мас.% ПАА+0,03% масс.ОМ+0,05 мас.% АХ. Соотношение полимера и ацетата хрома составляет 10:1. Расход реагентов на 1 м³ воды составляет ПАА - 5 кг, ОМ - 0,3 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50 мас.% основного вещества) - 1,0 кг.

Раствор готовится непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. В этот момент раствор имеет начальную вязкость 30,6 мПа·с, что, примерно, в два раза ниже, чем в прототипе. Продавливают водный раствор в пласт в объеме, превышающем объем колонны труб, по которым закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м³. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью 3 суток.

Сравнительное тестирование структурной прочности образующихся в результате гелеобразования вязкоупругих систем было осуществлено путем измерения сдвиговой прочности при скорости сдвига 1,4 с^-1 на вискозиметре «Полимер РПЭ-1М». Результаты этих исследований представлены в таблице 1. Как видно из этой таблицы, с увеличением в водном растворе концентрации полиакриламида прочность системы растет. 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. Для сравнения приведена величина сдвиговой прочности вязкоупругой системы, применяемой по известному способу (прототипу), полученной из раствора полимера и соли поливалентного катиона и гель-частиц (0,25 ПАА+0,03 АХ+0,01 ДГЧ) мас.%, которая ниже, чем у ВУС по предлагаемому способу в 1,3-3,2 раза.

Вязкоупругие системы, по предлагаемому способу, обладая более высокой структурной прочностью, благодаря оптимальному соотношению ПАА и АХ, способны выдерживать большие нагрузки, не подвергаясь разрушению, и дольше сохранять технологические свойства в пластовых условиях.

Таблица 1
Сравнение структурной прочности различных ВУС
Состав, (мас.%)		Сдвиговая прочность ВУС, Па	Время гелеобразования, сут.	Соотношение ПАА/АХ
Предлагаемый состав	0,3 ПАА + 0,015 ОМ + 0,03 АХ + 99,66 вода	654	3,7	10/1
	0,4 ПАА + 0,02 ОМ + 0,04 АХ + 99,53 вода	893	2,8	10/1
	0,5 ПАА + 0,03 ОМ + 0,05 АХ + 99,42 вода	1281	2,0	10/1
	0,6 ПАА + 0,04 ОМ + 0,06 АХ + 99,30 вода	1323	1,5	10/1
	0,7 ПАА + 0,05 ОМ + 0,07 АХ + 99,19 вода	1365	1,2	10/1
	1,0 ПАА + 0,07 ОМ + 0,1 АХ + 98,83 вода	1560	1,0	10/1
Прототип	0,25 ПАА + 0,03 АХ + 0,01 ДГЧ + 99,71 вода	490	7	8/1

Следовательно, применение предлагаемого способа, направленного на выравнивание профиля приемистости нагнетательной и ограничение водопритока в добывающей скважинах за счет выравнивания проницаемостной неоднородности пласта, способствует повышению эффективности разработки неоднородного пласта за счет повышения прочности гелеобразующих (вязкоупругих) водных растворов полимеров и снижению энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.

Claims

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, отличающийся тем, что в водный раствор дополнительно вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас.%:
Полиакриламид 0,3-1,0 Ацетат хрома 0,03-0,1 Оксид магния 0,015-0,07 Вода остальное,

при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м³ с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.