RU2533397C2

RU2533397C2 - Способ регулирования проницаемости пласта

Info

Publication number: RU2533397C2
Application number: RU2013104400/03A
Authority: RU
Inventors: Марат Рафаилевич Дулкарнаев; Сергей Леонидович Кулагин; Сергей Анатольевич Иванов; Шамиль Салихович Галимов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь")
Priority date: 2013-02-01
Filing date: 2013-02-01
Publication date: 2014-11-20
Also published as: RU2013104400A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости. Технический результат - снижение проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора. В способе регулирования проницаемости пласта, заключающемся в поочередной закачке в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеообразующей оторочки и суспензионной оторочки, обработку осуществляют одновременно как со стороны нагнетательных скважин, так и со стороны добывающих скважин участка, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют композицию следующего состава, мас.%: Алдинол-10 4,0, СаСl₂ 4,0, нефть товарная 20,0, техническая вода 72,0, а в качестве суспензии используют композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: мел природный тонкодисперсный марки «М-3» 5,0, техническая вода 95,0. 2 пр., 3 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, заключающийся в закачке в пласт через скважину эмульсеобразующей оторочки, гелеобразующей оторочки и снова эмульсеобразующей оторочки (см. патент RU N2094601, Е21В 43/22, опуб. 27.10.1977 г.). Известный способ не позволяет достичь высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования проницаемости пласта, заключающийся в закачке в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеобразующего и гелеобразующего растворов, при этом эмульсеобразующую оторочку закачивают до и после введения гелеобразующего раствора при объемном соотношении от 1:1:1 до 1:2:1, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют раствор поверхностно-активного вещества в нефти, а в качестве гелеобразующего раствора - смесь растворенного в алюмохлориде цеолита и водного раствора соляной кислоты (см. патент RU N2148160, Е21В 43/22, 27.04.2000).

Существенным недостатком данного способа является совокупная дороговизна используемых химических реагентов и сложность технологического процесса приготовления оторочек в промысловых условиях, требующая большой металлоемкости (для приготовления эмульсеобразующей и гелеобразующей оторочек необходимо два специализированных хим. звена повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), а также требуется дополнительная специализированная техника для доставки кислотного состава на месторождение.

В отличие от приведенного выше способа заявленный способ использует более дешевые реагенты и технология подготовки композиции очень проста и не требует дополнительной металлоемкости и спец. техники, что удешевляет весь процесс обработки. Композицию готовят на месторождении одним специализированным хим. звеном повышения нефтеотдачи пласта (ПНП).

Задачей изобретения является увеличение эффективности снижения проницаемости обводненного высокопроницаемого пласта и ограничение водопритока в добывающие скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в пласт последовательно закачивают через нагнетательную и добывающую скважины эмульсеобразующую оторочку и суспензионную оторочку, причем обработку нагнетательной и добывающей скважин производят одновременно, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют реагенты при следующем соотношении, мас.%: Алдинол10 4,0; СаСl₂ 4,0; нефть товарная 20,0, техническая вода 72,0, а в качестве суспензии используют, мас.%: мел природный тонкодисперсный марки «М-3» 5,0; техническая вода 95,0. Используемый способ на производстве авторами назван Технологией «ЭСС-АС».

Реализация способа осуществляется циклами (оторочками). Количество обрабатываемых нагнетательных и добывающих скважин по участку не регламентируют.

Физико-химическая сущность применения способа заключается в том, что эмульсеобразующая оторочка фильтруется в наиболее проницаемые участки, при взаимодействии с нагнетаемой или пластовой водой происходит упрочнение эмульсии, а оторочка в виде суспензии на основе мела природного тонкодисперсного фильтруется в промытую поровую зону и трещина пласта, кольматирует высокопроницаемые участки пласта за счет образования структурного осадка.

Пример приготовления композиций для осуществления закачки оторочек на месторождении (в таблице):

Общий объем композиции - 210 м³:

1 и 3 циклы - по 75 м³ эмульсеобразующая оторочка;

2 и 4 циклы - по 30 м³ оторочка в виде суспензии на основе мела природного тонкодисперсного;

5 цикл - 50 м³ - продавка тех. водой, взятой от водовода нагнетательной скважины (продавка в общий объем композиции не входит).

Для реализации способа используют материалы:

в качестве эмульгатора - реагент Алдинол-10 (ТУ 2413-001-70240705-06), который представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая и др.) и смоляных кислот - является активным эмульгатором. На внешний вид - маслянистая вязкая жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета.

Плотность 0,89 г/см³ при 20°C. Температура вспышки в закрытом тигле - не ниже 70°С. Температура застывания - не менее минус 40°С.

В качестве соэмульгатора используют техническую хлористую соль кальция.

Хлористую соль используют в виде насыщенного водного раствора. Технический хлорид кальция поставляется в жидкой товарной форме. Свойства насыщенного раствора соли приведены в таблице:

В качестве углеводородной фазы используют товарную нефть.

Для создания суспензии используют мел природный тонкодисперсный марки «М-3» (ТУ 5743-001-62235156-2009), состав и свойства которых приведены в таблице:

В качестве водной фазы для приготовления химических композиций используют подтоварную воду, применяемую в системе нагнетательных скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Останавливают нагнетательную скважину. После обвязки нагнетательную линию спрессовывают на полуторакратное ожидаемое рабочее давление закачки. Производят замер приемистости скважины на трех режимах работы насосного агрегата.

Приготовление композиций осуществляют в смесительном бункере установки при дозировании реагентов. Вода подается из водовода, расход которой регулируется на заданное значение. Объемную скорость подачи воды определяют из показаний расходомера, а в случае его отсутствия контроль за скоростью закачки осуществляют по производительности насосного агрегата. Скорость дозирования реагентов определяют исходя из концентрации и объемной скорости закачки композиции.

После окончания закачки химических композиций необходимо проведение продавки подтоварной водой в пласт в объеме не менее 50 м³. Далее скважину закрывают на период структурного упрочнения на 24 часа, по завершении чего скважину обвязывают и подключают под нагнетание воды в пласт.

Для проведения работ на добывающей скважине бригада подземного ремонта скважин сначала извлекает насосное оборудование и спускает воронку на насосно-компрессорных трубах. Далее весь комплекс аналогичен работам, проводимым на нагнетательной скважине. После всех проведенных работ по закачке композиций производят промывку скважины, поднимают воронку на трубах и спускают электропогружной центробежный насос.

Закачку оторочек производят непрерывно без остановок. При закачке эмульсеобразующей оторочки допускается рост давления, но оно не должно превышать давление опрессовки эксплуатационной колонны.

При закачке суспензии давление закачки обычно сравнительно меньше (по причине разности в плотности химических композиций). Для суспензионной оторочки используют химический продукт на основе природного тонкодисперсного мела.

Данный способ внедрен на месторождениях Западной Сибири.

Пример внедрения на участке объекта АВ1/2 Ватьеганского месторождения:

Скважина 4490 до обработки работала со следующими технологическими параметрами: Qж=178 м³/сут, В=97%, Qн=4,6 т/сут, где

Qж - суточный дебит скважины по жидкости, м³/сут;

В - обводненность добываемой продукции, %;

Qн - суточный дебит скважины по нефти, т/сут.

Мероприятия по закачке эмульсионно-суспензионного состава - на добывающей скважине проходили в апреле 2011 года. Нагнетательные скважины участка обрабатывались в январе, феврале и мае. После запуска скважины технологические параметры были следующие: Qж=24 м³/cyт, В=31%, Qн=14,2 т/сут. Снижение добычи жидкости составило 154 м³/сут, снижение обводненности на 66% и получили прирост дебита по нефти на 9,6 т/сут.

Техническим решением поставленной задачи стало создание способа регулирования проницаемости пласта путем комплексного физико-химического воздействия на участок залежи, которое обеспечивает:

- перераспределение фильтрационных потоков в пласте;

- увеличение охвата пласта заводнением за счет исключения опережающего продвижения вытесняющего агента по различным наиболее проницаемым пропласткам и техногенным трещинам;

- ограничение водопритока в добывающих скважинах за счет изменения фильтрационных потоков и подключения в работу незадействованных ранее фильтрацией участков, а также за счет снижения фазовой проницаемости по воде и увеличения по нефти путем гидрофобизации коллектора эмульсионным составом.

Claims

Способ регулирования проницаемости пласта, заключающийся в поочередной закачке в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеообразующей оторочки и суспензионной оторочки, отличающийся тем, что обработку осуществляют одновременно как со стороны нагнетательных скважин, так и со стороны добывающих скважин участка, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют композицию следующего состава, мас.%:
Алдинол-10 4,0 СаСl₂ 4,0 Нефть товарная 20,0 Техническая вода 72,0

а в качестве суспензии используют композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Мел природный тонкодисперсный марки «М-3» 5,0 Техническая вода 95,0