Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЁМИСТОСТИ СКВАЖИН

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Известен способ выравнивания профиля приемистости скважин путем закачки смесей сополимера полиакриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солями трехвалентного хрома. Недостаток данного способа - невысокая эффективность перенаправления потоков из высокопроницаемых интервалов разреза в низкопроницаемые, связанная с высокой адсорбцией полимера [1].

Известен способ выравнивания профиля приемистости скважин путем последовательной закачки смеси полиакриламида со сшивателем и неионогенного ПАВ (НПАВ) с хлористым кальцием, затем - раствора НПАВ с хлористым кальцием [2]. Недостатком способа является низкая эффективность при температурах выше 65-70°С в связи с достижением точки помутнения НПАВ [3].

Известен способ последовательной закачки оторочек растворов катионоактивного ПАВ (КПАВ), затем - сшитого полимерного состава (СПС) на основе полиакриламида и сшивателя [4 - прототип].

Недостатки способа-прототипа следующие. За счет гидрофобизации и высокопроницаемых, и низкопроницаемых интервалов при воздействии КПАВ происходит увеличение проницаемости по воде как высоко-, так и низкопроницаемых интервалов. Соответственно, закачка СПС происходит в интервалы разной проницаемости согласно их проницаемости по воде. Видимый технический результат достигается за счет доотмывающих свойств КПАВ (в лабораторных опытах) и за счет гелеобразующих свойств СПС в промысловых экспериментах. То есть, перераспределение потоков воды при такой последовательности закачки реагентов происходит только за счет СПС, причем увеличение проникновения СПС со сшивателем после предварительной обработки интервала КПАВ происходит как в высоко-, так и в низкопроницаемых интервалах. Таким образом, выравнивание профиля приемистости по прототипу происходит не более эффективно, чем в способах, основанных на закачке только СПС.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа выравнивания профиля приемистости скважин за счет увеличения изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределения закачки воды в низкопроницаемые интервалы.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости скважин, включающий последовательную закачку оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты со сшивателем - солью трехвалентного хрома и оторочки раствора КПАВ - катионоактивного поверхностно-активного вещества, отличается тем, что оторочку раствора КПАВ закачивают после оторочки СПС, в который добавлен КПАВ.

Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ закачивают оторочку кислоты или оторочку растворителя и оторочку кислоты.

Последовательность операций по предлагаемому способу следующая.

1. Закачка оторочки СПС - сшитого полимерного состава на основе сополимеров акриламида и акриловой кислоты (ПАА) со сшивателем совместно с КПАВ.

За счет предварительной закачки ПАА со сшивателем происходит непропорциональное снижение проницаемости: в высокопроницаемых интервалах снижение проницаемости происходит сильнее, чем в низкопроницаемых [5]; а благодаря присутствию КПАВ в указанной гелеобразующей оторочке СПС происходит увеличение проникновения указанной гелеобразующей оторочки СПС с КПАВ в пласт.

2. Закачка оторочки раствора КПАВ.

Данная закачка осуществляется в разрезе с уже отрегулированной (первой оторочкой) проницаемостью: высокопроницаемые интервалы свою проницаемость уже понизили существенно, и низкопроницаемые - незначительно. Поэтому оторочку КПАВ в большем объеме принимает низкопроницаемая часть разреза. Соответственно, после закачки оторочки раствора КПАВ проницаемость по воде за счет гидрофобизации в низкопроницаемых интервалах увеличивается существенно, а в высокопроницаемых - несущественно. За счет этого достигается более значительное перераспределение потоков воды в низкопроницаемые интервалы разреза.

В целом предлагаемая последовательность операций обеспечивает увеличение изоляции высокопроницаемых интервалов и перераспределение закачки воды в низкопроницаемые интервалы.

Дополнительно между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ может быть закачана оторочка кислоты или оторочка растворителя и оторочка кислоты.

Эффективность предлагаемого способа в сравнении с аналогами исследована экспериментально на водо- и нефтенасыщенных пористых средах и подтверждается следующими примерами.

Примеры (водонасыщенные пористые среды)

Опыты проводились на простейшей объемной модели, состоящей из двух параллельных кернодержателей, имеющих общий ввод и раздельный отбор флюидов. Соотношение проницаемостей высоко- и низкопроницаемых пористых сред ~5. Установка работала в режиме постоянных расходов. В данных экспериментах определялся параметр распределения R, равный отношению объемов воды, поступающей в высоко- и низкопроницаемый пласт (пористую среду) до и после закачки реагентов: R=Q_в/Q_н при закачке 0,3 V_пор реагентов и пяти поровых объемов воды в объемную модель.

Согласно предлагаемому способу первая оторочка представляет собой (СПС+КПАВ) объемом 0,15 Vпор; вторая оторочка - раствор КПАВ объемом 0,15 Vпор: общий объем, таким образом, составляет 0,3 Vпор. Эксперимент по прототипу - так же - общий объем закачиваемых реагентов 0,3 Vпор, но первая оторочка - раствор КПАВ, а вторая - СПС, каждая оторочка по 0,15 Vпор.

Результаты данной серии опытов на водонасыщенной модели приведены в таблице 1.

Пояснения к таблице 1.

Длина модели 50 см; диаметр кернов 3 см.

В опытах пористые среды получены из составных предварительно проэкстрагированных в спирто-бензольной смеси и отмытых от солей натурных кернов пласта БС₁₀ Мамонтовского, Южно-Сургутского, Усть-Балыкского и Ефремовского месторождений соответствующих коллекций. Температура опытов 75°С. Модель воды обладала минерализацией 15 г/л. Общий объем закачки реагентов 0,3 V_пор, в том числе первая оторочка (СПС+КПАВ) 0,15 V_пор и вторая оторочка раствора КПАВ 0,15 V_пор. Состав оторочки СПС: 0,17% ПАА марки FP-107 (SNF, Франция); 0,017% ацетата хрома; концентрация КПАВ соответствует индексам (1), (2), (3) в таблице 1, данные индексы соответствуют концентрации 0,25, 0,5 и 1,0%; остальное - вода. Концентрации КПАВ в первой и во второй оторочках одинаковы. Например, 0,25% КПАВ - в СПС и 0, 25% КПАВ - во второй оторочке.

В экспериментах 3 (1), 3 (2) и 3 (3) использовался КЛАВ ИВВ-1 (ТУ 2482-006-48482528-99).

В экспериментах 4 (1), 4 (2) и 4 (3) использовался КПАВ Нефтенол К (ТУ 2483-065-17197708-2002).

В экспериментах 5 (1), 5 (2) и 5 (3) использовался КПАВ «Синол-КАм» (ТУ 2482-001-484825-28-98).

Как видно из таблицы 1, предложенный способ превосходит и аналог, и прототип по эффективности перенаправления потоков из высокопроницаемых моделей в низкопроницаемые, что является наиболее информативным показателем эффективности потокоотклоняющих технологий [6].

Примеры (нефтенасыщенные пористые среды)

Опыты проводились на простейшей объемной модели пласта. Связанная вода в количестве, равном 27%, создавалась методом капиллярной вытяжки. Использовалась изовискозная модель нефти Ефремовского месторождения. На первом этапе фильтровалась вода до достижения предельной обводненности. Определялись коэффициент вытеснения по высоко- и низкопроницаемым моделям. Затем закачивались реагенты общим объемом 0,3 V_пор, в том числе первая оторочка (СПС+КПАВ) 0,15 V_пор и вторая оторочка раствора КПАВ 0,15 V_пор. Состав оторочки СПС: 0,17% ПАА марки FP-107 (SNF, Франция); 0,017% ацетата хрома; концентрация КПАВ соответствует индексам (1), (2), (3) в таблице 1, данные индексы соответствуют концентрации 0,25, 0,5 и 1,0%; остальное - вода. Концентрации КПАВ в первой и во второй оторочках одинаковы. Например, 0,25% КПАВ - в СПС и 0,25% КПАВ - во второй оторочке.

Затем прокачивали 5 V_пор воды и определяли прирост коэффициента вытеснения по каждой модели. Эффективность способов по аналогу, прототипу и заявляемому решению оценивали по приросту коэффициента вытеснения низкопроницаемой модели. Результаты экспериментов приведены в таблице 2.

Пояснения к таблице 2.

В таблице 1 индексы (1), (2) и (3) соответствует концентрации КПАВ 0,25; 0,5 и 1,0%. Концентрации КПАВ в первой и во второй оторочках одинаковы.

В экспериментах 3 (1), 3 (2) и 3 (3) использовался КПАВ ИВВ-1 (ТУ 2482-006-48482528-99).

В экспериментах 4 (1), 4 (2) и 4 (3) использовался КПАВ Нефтенол К (ТУ 2483-065-17197708-2002).

Как видно из таблицы 2, предложенный способ превосходит и прототип, и аналог по эффективности вытеснения нефти из низкопроницаемой модели.

Таким образом, перенаправление фильтрационных потоков подтверждается и на нефтенасыщенной модели, которая учитывает изменения фазовых проницаемостей.

Выбор концентраций КПАВ в диапазоне от 0,25 до 1,0% объясняется необходимостью не менее чем в 1,5 раза превысить критическую концентрацию мицеллообразования (ККМ), которая разнится для разных КПАВ.

Добавка КПАВ в первый цикл закачки вместе с СПС необходима для увеличения глубины проникновения гелевой оторочки. В частности, на фиг. 1 показаны реограммы при времени экспозиции 10 минут. Из рисунка видно, что композиция данных химреагентов, содержащих КПАВ, имеет гораздо более низкие реологические параметры. Так, при скорости 1/с эффективная вязкость СПС без добавки КПАВ составляет 17,23 мПа·с, в то время как с добавкой - всего 7,95 мПа·с, т.е. почти в 2 раза меньше.

На фиг. 2 показаны реограммы при времени экспозиции 72 часа. Из рисунка видно, что реологические свойства сшитой полимерной системы с добавкой КПАВ и без нее практически не отличаются. Таким образом, реологические свойства гелевого экрана после сшивки не ухудшаются добавкой КПАВ.

Также ниже представлены промысловые примеры 1 и 2 реализации предлагаемого способа с оптимизацией его путем дополнительной закачки оторочки кислоты или оторочки растворителя и оторочки кислоты между оторочкой СПС, в который добавлен КПАВ, и оторочкой раствора КПАВ.

Промысловый пример 1

Проведение работ по обработке призабойной зоны пласта нагнетательной скважины сшитым полимерным составом и КПАВ с последующим воздействием органическим растворителем, кислотой и КПАВ

Месторождение - Тарасовское

Пласт БП - 14

Скважина - 285

Куст - 256

2. Цель работы: Выравнивание фронта нагнетаемых вод

3. Порядок выполнения работ

3.1. Подготовительные работы

3.1.1. Завоз на куст химреагентов в следующем количестве:

3.1.2. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

3.1.3. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

3.1.4. Монтаж технологической линии водоснабжения от соседней нагнетательной, либо водовода обрабатываемой скважины.

3.1.5. Обвязка технологической линии водоснабжения с эжектором для забора реагента и далее - с промежуточной емкостью (установкой приготовления раствора полимера) для приготовления состава рабочего агента.

3.1.6. Обвязка всасывающей линии насосного агрегата с промежуточной емкостью.

4. Приготовление рабочих растворов

Приготовление рабочего водного раствора производится путем дозирования реагента полиакриламида, ацетата хрома (СПС), а также КПАВ в промежуточную емкость, исходя из фактической производительности насосного агрегата с учетом приготовления состава заданной концентрации.

5. Порядок проведения работ ЦИКЛ-1

Проведение работ по закачке СПС+КПАВ (первый цикл) в следующих количествах:

6. Порядок проведения работ ЦИКЛ-2

Проведение работ по закачке порции растворителя, затем - порции кислоты,

затем - раствора КПАВ в следующих количествах:

6.1. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

6.2. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

6.3. Подбивка насосного агрегата. Закачка растворителя марки Нефрас А 150-330 в трубное пространство скважины.

6.4. Подбивка агрегата. Закачка кислоты соляной технической (15%) в трубное пространство скважины.

6.5. Продавка растворителя и кислоты в пласт водным раствором КПАВ, не превышая давления опрессовки эксплуатационной колонны.

6.6. Производство демонтажа нагнетательной линии по закачке состава в обрабатываемую скважину по окончании работ. Запуск скважины в работу.

Промысловый пример 2

Проведение работ по обработке призабойной зоны пласта нагнетательной скважины сшитым полимерным составом с КПАВ с последующим кислотным и КПАВ воздействием

Месторождение - Тарасовское

Пласт БП-14

Скважина - 271

Куст - 254

1. Геолого-техническая характеристика

2. Цель работы: Выравнивание фронта нагнетаемых вод

3. Порядок выполнения работ 3.1. Подготовительные работы

3.1.1. Завоз на куст химреагентов в следующем количестве:

3.1.2. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

3.1.3. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

3.1.4. Монтаж технологической линии водоснабжения от соседней нагнетательной, либо водовода обрабатываемой скважины.

3.1.5. Обвязка технологической линии водоснабжения с эжектором для забора реагента и далее с промежуточной емкостью (установкой приготовления раствора полимера) для приготовления состава рабочего агента.

3.1.6. Обвязка всасывающей линии насосного агрегата с промежуточной емкостью.

4. Приготовление рабочих растворов

Приготовление рабочего водного раствора производится путем дозирования реагента полиакриламида, ацетата хрома (СПС), а также КПАВ в промежуточную емкость, исходя из фактической производительности насосного агрегата с учетом приготовления состава заданной концентрации.

5. Порядок проведения работ ЦИКЛ-1

Проведение работ по закачке СПС+КПАВ (первый цикл) в следующих количествах:

6. Порядок проведения работ ЦИКЛ-2

Проведение работ по закачке порции кислоты, затем - раствора КПАВ в следующих количествах:

6.1. Расстановка спецтехники согласно принципиальной схеме расстановки.

6.2. Монтаж нагнетательной линии по закачке состава в трубное пространство обрабатываемой скважины, подсоединив ее к насосному агрегату.

6.3. Подбивка кислотного агрегата. Закачка кислоты.

6.4. Продавка кислоты в пласт водным раствором ПАВ, не превышая давления опрессовки эксплуатационной колонны.

6.5. Производство демонтажа нагнетательной линии по закачке состава в обрабатываемую скважину по окончании работ. Запуск скважины в работу.

Указанные промысловые работы (промысловые примеры 1 и 2) осуществлены на двух нагнетательных скважинах 271 и 285 на участке Тарасовского месторождения (представлен на фиг. 3). Эффект от воздействия оказался равен 2,561 тыс. тонн дополнительной нефти.

Источники информации

1. А. Телин, М. Хлебникова, В. Сингизова, Г. Калимуллина, А. Хакимов, И. Кольчугин, Т. Исмагилов. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт // Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. - 2002. - №4. - С. 41-45.

2. Пат. 2279540 от 10.07.2006. Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта.

3. Конюхов В.Ю. Полимеры и коллоидные системы: Учеб. пособие для специальности. - М: Изд-во МГУП, 1999. - 256 с., глава 17.

4. Пат. 2143552 от 27.12.1999. Способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин.

5. Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений / М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2010. - С. 173-174.

6. Разработка нефтяных месторождений. Кн. в 4-х томах, М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. 2. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин / Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Муравленко С.В., Артемьев В.Н., Латыпов А.Р., Телин А.Г., Исмагилов Т.А.