Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородного по проницаемости пласта и снижения обводненности добывающих скважин.

Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину полимергелевой системы, водно-глинистой системы и водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ с последующим отбором нефти через добывающую скважину, при этом содержание глины 1-30 вес.%, а водный раствор НПАВ имеет минерализацию воды меньшую или равную минерализации воды в полимергелевой системе [1].

Наиболее близким аналогом к заявленному способу является способ заводнения нефтяного пласта, включающим закачку в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии полиакриламнда, при этом суспензия порошкообразного агента содержит дисперсную фазу 0,03-0,05% концентрации, имеет скрин-фактор 3-100 отн.ед., а в качестве дисперсной фазы используют нолиакриламид с содержанием 5-80% гель-фракции и золь-фракции с молекулярной массой не менее 1106 [2].

Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность ввиду низкой термостабильности рабочего раствора и его чувствительности к минерализации пластовых вод.

Задачей изобретения является повышение эффективности процесса заводнения нефтяного пласта и интенсификация добычи нефти за счет повышения термостабильности рабочих растворов и сохранения ими заданных реологических свойств при смешении с минерализованными водами.

Поставленная задача решается тем, что в способе заводнения нефтяного пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии полиакриламида, полиакриламид предварительно смешивают с порошкообразным эфиром целлюлозы со степенью замещения по карбоксиметильным группам 0,65 - 1,45 и степенью полимеризации 600-1600, причем в качестве эфира целлюлозы используют карбоксилметилцеллюлозу, а в качестве полиакриламида используют сшитый полиакриламид, при этом используют соотношение компонентов карбоксилметилцеллюлозы и полиакриламида от 1:1 до 2:98.

Использование водорастворимого эфира целлюлозы со степенью замещения по карбоксильным группам 0,65-1,45 и степенью полимеризации 600-1600 позволяет значительно повысить термостабильность рабочего раствора и снизить его чувствительность к минерализации пластовой воды.

Изучение реологических свойств растворов производилось на ротационном визкозиметре "Реотест-2".

Для изучения реологии рабочих растворов предварительно смешивали полиакриламид и карбоксиметилцеллюлозу в заданных пропорциях, а затем добавляли пресную воду.

Необходимо отметить, что совместное растворение в воде компонентов позволяет получить рабочий раствор с заданными реологическими свойствами уже через 10-30 мин, в то время как последовательное введение в воду компонентов приводит к замедлению их растворения до 30-50 ч независимо от порядка их ввода.

Такая скорость получения водного рабочего раствора с заданными реологическими свойствами при одновременном вводе компонентов позволяет вводить компоненты непосредственно в поток воды даже на устье скважины. При этом к интервалу перфорации будет поступать раствор с заданными реологическими свойствами.

Результаты исследований приведены в таблице 1.

Как видно из результатов исследований, приведенных в таблице 1, при соотношении компонентов полиакриламида и карбосиметилцеллюлозы от 1:1 до 98:2 достигается повышение термостабильности рабочего раствора и снижение чувствительности к минерализации воды.

Как видно из результатов опытов N 7, 8, 9, 10, 11, 12, добавка карбоксиметилцеллюлозы в 5 раз повышает термостабильность рабочего раствора при температуре 95^oC.

Для изучения чувствительности растворов к минерализации воды использовали пластовую воду Восточно-Перевального месторождения, которая содержит Cl - 219 мг/л, HCO₃ - 427 мг/л, Ca⁺ - 100 мг/л, Mg⁺ - 146 мг/л, K⁺ + Na⁺ - 13465 мг/л. Приготовленные рабочие растворы смешивали в соотношении 1:1 с минерализованной водой, выдерживали в течение 4 часов, а затем определяли реологические характеристики.

Как видно из результатов, приведенных в таблице 1 (N 13, 14, 15, 16), чувствительность рабочих растворов к минерализации воды по предлагаемому способу в 5 раз меньше, чем по прототипу.

Изучение нефтевытесняющих свойств растворов по данному способу проводилось на двухслойной модели пласта, представляющей собой две металлические трубки, соединенные на входе параллельно. Их диаметр составлял 25 мм, а длина 1 м. Трубки заполняли промытым песком, создав проницаемость первой трубки 108 мД и второй 426 мД. Поровый объем модели составил 98 см³.

Перед каждым опытом модель пласта насыщали минерализированной водой Восточно-Перевального месторождения, а после каждого эксперимента модель промывали до прекращения поступления полимеров на выходе каждой трубки.

В процессе экспериментов в модель пласта закачивали объем рабочего раствора, равный 10% порового объема (20 мл), а фиктивная проницаемость каждой трубки определялась по объему жидкости отобранной на выходе каждой трубки после выхода из нее 0,25; 0,5; 0,75; 1,0 и 1,25 объемов каждой модели.

Результаты экспериментов приведены в таблице 2. Как видно из таблицы, прокачка рабочего раствора по предлагаемому способу через двухслойную модель приводит к общему снижению проницаемости. В то же время следует отметить, что в высокопроницаемую часть модели (трубка II) поступает основная масса рабочего раствора. Это приводит к тому, что проницаемости обеих трубок практически выравниваются.

При последовательном введении в воду компонентов последний из вводимых компонентов не растворяется, что приводит к его отложению на входе в модель и фильтрации по модели либо раствора ПАА, либо КМЦ. Это зафиксировано при разборке модели пласта после экспериментов 3 и 4. На торце модели нерастворившийся компонент образовал корку, которая препятствовала поступлению нагнетаемой воды в модель пласта.

Пример осуществления способа.

Нагнетательная скважина N 253 Восточно-Перевального месторождения вскрыла юрские продуктивные отложения, имеющие следующие характеристики: эффективная толщина - 8 м, средняя проницаемость - 120 мД, температура - 95^oC. Скважина имеет приемистость 480 м³/сут. Расположенные вокруг нее 6 добывающих скважин имеют суммарную добычу жидкости 420 м³/сут при средней обводненности продукции 83%. В то же время текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 9% от извлекаемых запасов.

Для выяснения причин обводнения в нагнетательную скважину было закачано 20 м раствора флюорисциина натрия (индикатора). Отборы проб жидкости в добывающих скважинах и последующий их анализ показали, что в пласте есть развитая система высокопроводящих каналов, которая обеспечивает опережающее поступление воды из нагнетательной в добывающие скважины. При этом средняя скорость движения индикатора по пласту составила 680 м³/сут.

С целью выравнивания фронта вытеснения нефти по предлагаемому способу обработку проводят в следующей последовательности.

Исходя из приемистости нагнетательной скважины и свойств реагента для выравнивания профиля вытеснения нефти необходимо закачать в пласт 50 м³ рабочего раствора. Для приготовления такого объема рабочего раствора исходя из общей концентрации 0,5% необходимо иметь на скважине 187 кг полиакриламида и 63 кг карбоксиметилцеллюлозы.

1. Высыпают в смеситель 187 кг полиакриламида и 63 кг карбоксиметилцеллюлозы и перемешивают их в течение 30 минут до получения однородной массы.

2. Останавливают скважину.

3. Обвязывают трубное пространство скважины через гидравлический эжектор с насосным агрегатом.

4. Прямой циркуляцией закачивают воду в насосно-компрессорные трубы с расходом 4 л/с и одновременно через гидравлический эжектор подают в поток смесь полученную по п. 1 с расходом 20 г/с.

После прокачки 8 м³ рабочего раствора (это объем НКТ) давление стало плавно подниматься с 12 МПа до 16 МПа к концу закачки 50 м³ раствора. Это свидетельствует о том, что в процессе движения по НКТ раствор приобрел заданные реологические характеристики и, поступая в пласт, увеличивает гидравлическое сопротивление.

5. После закачки 50 м³ рабочего раствора скважину переводят под нагнетание воды.

Замер приемистости скважины через сутки после проведения обработки показал, что приемистость снизилась до 320 м³/сут.

Закачка 20 м³ раствора флюорисциина натрия, проведенная через 7 дней после обработки скважины, показала, что средняя скорость движения индикатора по пласту снизилась до 52 м/сут.

Контроль за работой нагнетательной и окружающих добывающих скважин показал, что приемистость нагнетательной скважины в течение 43 суток достигла 480 м³/сут и в дальнейшем стабилизировалась. Это свидетельствует об охвате пласта заводнением. Суммарная добыча жидкости окружающих добывающих скважин не изменилась. Одновременно уже через 6 дней наметилась тенденция снижения обводненности добываемой продукции, а через 21 день обводненность добываемой продукции составила 64%. С такими параметрами этот участок пласта работает уже 13 месяцев. Это свидетельствует о достаточно высокой термостабильности и низкой чувствительности к минерализации пластовой воды предлагаемого способа обработки.

Источники информации
1. Патент РФ N 2072422 кл. E 21 B 43/22, опубл. 1997 г.

2. Патент РФ N 1663184 кл. E 21 B 43/22, опубл. 1991 г.