СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах.

В ряду важнейших на месторождениях в поздних стадиях разработки постоянно находится проблема водопритоков в нефтяных скважинах. Предложено множество способов решения этой проблемы, причем значительная доля этих способов включает применение полиакриламида в качестве компонента используемых систем. Например, по способу [1] в скважину производят закачку раствора полиакриламида, бихромата калия и бактерицида. В способе по [2] суспензию полиакриламида в органической жидкости закачивают в пласт и продавливают ее водой. По способу [3] в скважину закачивают водный раствор полиакриламида с отвердителем и водную дисперсию глины. По способу [4] рекомендуется закачка гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома или хромкалиевые квасцы, хлорид аммония и воду. Аналогичные составы предлагаются в способах по [5-7].

Недостатком использования систем на основе полиакриламида и химического сшивателя является низкая эффективность производимых работ и многокомпонентность используемых составов. В качестве сшивателя полиакриламида наиболее часто используется ацетат хрома - нежелательный компонент в экологической системе нефтяных месторождений.

Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ повышения добычи нефти, включающий закачку в пласт через скважину состава, содержащего полиакриламид, обработанный в твердой фазе ускоренными электронами дозой 0,3-10 Мрад, в виде суспензии в водном растворе силиката натрия с последующим нагнетанием растворов солей кальция, магния, алюминия или аммония [8]. Этот известный способ использует свойство частиц сшитого полиакриламида связывать часть воды в малоподвижный гель. Применение в качестве водных растворов солей указанных металлов и силиката натрия дополнительно снижает подвижность воды в поровом объеме за счет образования осадка нерастворимых солей.

Недостатком данного способа является низкая селективность, причиной которой являются низкие упругие свойств полиакриламидного раствора в высококонцентрированных солевых растворах силиката натрия.

Целью изобретения является повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине.

Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 кПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.

Причем одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют до 15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия, одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.

Сущность изобретения состоит в том, что данный способ позволяет получать упругие полимерные дисперсные гели непосредственно на скважине в контролируемых условиях.

Предварительная обработка порошкообразного полиакриламида ускоренными электронами дозой 3-30 кГр и энергией электронов 5-10 МэВ. Данные параметры ионизирующего излучения выбраны с одной стороны, исходя из требований отсутствия наведенной активности продукта, возможной при энергии ускоренных электронов свыше 10 МэВ, а при энергии электронов менее 5 МэВ резко возрастает неоднородность поля излучения вследствие поглощения электронов в материале полимера. Одновременно указанные параметры обработки полиакриламида позволяют получить при смешении такого полимера с водой дисперсные гели с определенным модулем упругости в интервале 5-30 кПа. Возможность эффективной закачки суспензии дисперсных гелей в скважину и пласт обеспечивается требованием, чтобы при смешении 1 вес. ч. обработанного полиакриламида с 25-150 вес. ч. воды условная вязкость находилась в пределах 1,5-30. Такие упругие свойства получаемых гелей обеспечивают надежное удержание гелей в высокопроницаемых участках пласта от напора пластовых вод и соответственно ограничение их притока. Дополнительный эффект повышения упругих свойств достигается введением в структуру гелевых частиц иона алюминия с образованием металлополимерного комплекса, повышающих стабильность гелевых частиц к температуре и механическому воздействию.

Этого удается достичь за счет быстрого растворения сульфата алюминия и алюмокалиевых квасцов, применяемых в виде кристаллогидрата. Дополнительное снижение выноса воды в добывающие скважины получается при одновременной обработке как добывающих, так и нагнетательных скважин, которые гидродинамически связаны с ними. Упрощение работ на скважине при использовании данного способа достигается за счет возможности проведения работ без подъема скважинного оборудования, через пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой.

Пример 1

Для приготовления суспензии полиакриламидных гелей 1 вес. ч. (10 г) порошка полиакриламида с молекулярной массой 18 млн ед. и степенью гидролиза 29%, обработанного ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 7 кГр, смешали со 100 вес. ч. (1000 г) воды при перемешивании до состояния равновесного набухания гелевых частиц. Из суспензии была отобрана гелевая частица и определен ее модуль упругости путем измерения зависимости напряжения в гелевой частице от величины деформации. Его величина составила 15 кПа. Далее была определена условная вязкость образца. Вязкость определяли путем измерения времени истечения 1 л суспензии гелей через воронку-вискозиметр с патрубком диаметром 15 мм. Предварительно было определено время истечения воды из воронки-вискозиметра. Условная вязкость рассчитывалась как отношение времени истечения суспензии гелей к времени истечения воды, в итоге измеренная вязкость оказалась равной 3,7. Дальнейшие испытания суспензии гелей проводили на модели пласта, представляющей собой цилиндрическую трубу диаметром 30 мм и длиной 200 мм, заполненную кварцевым песком проницаемостью 1200 мД. Модель пласта на входе и выходе снабжена манометрами. К модели пласта подведена линия подачи воды от водяного насоса, причем предусмотрена возможность изменять направление закачки воды через модель пласта для моделирования процесса закачки жидкостей из скважины в пласт и из пласта в скважину. Дальнейшая проверка способа проводилась следующим образом. В модель пласта закачивали воду с постоянной скоростью до стабилизации показаний манометров на входе. Далее со стороны нагнетательной линии вводили в модель пласта приготовленную суспензию гелевых частиц и измеряли возросшее давление. Закачку проводили до полного пропускания объема приготовленной гелевой суспензии и продавки ее в модель пласта водой и фиксировали возросшее давление. Далее изменяли направление нагнетания воды в модель пласта и проводили обратную фильтрацию воды через модель пласта и фиксировали максимальное давление при обратной фильтрации на входе пласт. Результаты измерений показали, что при прямой фильтрации в модель пласта давление закачки составило 72 атм, а при обратной фильтрации давление составило 29 атм. Таким образом, пример показывает, что предлагаемый способ позволяет вводить в поровое пространство модели пласта гели с модулем упругости 15 кПа и при этом создавать остаточное сопротивление при обратной фильтрации на уровне 29 атм. Аналогичные опыты были проведены при других исходных параметрах исследуемого способа. Результаты приведены в таблице 1.

Пример 2

На участке разработки нефтяного месторождения, разрабатываемого с применением поддержания пластового давления закачкой воды через одну нагнетательную скважину с приемистостью по воде 430 т воды в сутки, отобраны из ближайшего окружения 4 добывающие скважины. Предыдущими мероприятиями по увеличению нефтеотдачи пластов за счет нагнетания в нагнетательную скважину гелевой системы установлено, что из 4 скважин только в половине скважин произошло снижение притока воды и при этом дополнительно получено за 6 месяцев нефти в количестве 450 т. В двух скважинах обводненность добываемой жидкости не изменилась. На этом же участке после окончания эффекта произведена повторная обработка нагнетательной скважины в количестве 1,2 т реагента в виде водной суспензии, использованной в примере 1, и на двух скважинах, не показавших при первоначальной обработке снижения обводненности добываемой жидкости, произведена обработка этих добывающих скважин смесью 1 вес. ч. (400 кг) полиакриламида, обработанного ускоренными электронами дозой 12 кГр, при которой модуль упругости набухших в воде гелевых частиц этого полимера составил 14 кПа. При этом пропорция полимера и воды составила 1 : 50. В результате таких обработок удалось снизить обводненность добываемой жидкости во всех четырех скважинах в среднем на 9-15% от первоначальной.

Источники информации

1. Пат РФ 2148149

5. Пат РФ 2382185

2. Пат РФ 2188930

6. Пат РФ 2424426

3. Пат РФ 2234590

7. Пат РФ 2431741

4. Пат РФ 2277573

8. Пат РФ 2283423.