Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Известен способ заводнения нефтяного пласта (пат. RU №2175383, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.2001, бюл. 30), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии сшитого полиакриламида и карбоксиметилцеллюлозы в соотношении компонентов от 1:1 до 2:98.

Недостатком данного способа является низкая эффективность вследствие низких прочностных свойств состава и чувствительности к минерализации пластовой воды.

Известен способ разработки неоднородного пласта (пат. RU №2256785, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.07.2005, бюл. 20), включающий закачку в пласт композиции, содержащей водорастворимый полимер, сшивающий агент и наполнитель, где в качестве наполнителя используют белую сажу марки БС-120 или Росил-175 при концентрациях 0,1-1,0%.

Недостатком способа является низкая эффективность при его использовании в резко неоднородных пластах, имеющих пропластки высокой проницаемости и техногенную трещиноватость, а также из-за чувствительности водорастворимых полимеров к минерализации пластовых вод и невысокой прочности образующегося геля.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водо-притоков (пат. RU №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2001, бюл. 17), включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель. В качестве наполнителя используют глину, древесную муку или мел. В качестве полимера используют полиакриламид и эфир целлюлозы. В качестве эфира целлюлозы используют карбоксиметилцеллюлозу.

Достоинством способа является улучшение реологических свойств состава за счет использования смеси природных и синтетических водорастворимых полимеров, что позволяет увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых пластов.

Недостатками способа являются продолжительный индукционный период гелеобразования - 10 суток, и низкая прочность полученных составов, что ведет к простою скважины, снижению технологической эффективности и экономической рентабельности способа в целом.

Технической задачей предложения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа.

Техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине, включающим закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя.

Новым является то, что в качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м³ и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут.

Для приготовления состава используют следующие реагенты:

- ПАА представляет собой полимер акрилового ряда с молекулярной массой - не менее 5⋅10⁶ D и степенью гидролиза в пределах от 5 до 20%, образующий однородную консистенцию при растворении в воде любой минерализации;

- ПАЦ представляет собой натриевую соль полианионной целлюлозы со степенью замещения 90-95, массовая доля основного вещества в абсолютно сухом продукте - не менее 90%, растворимость в пресной воде - не менее 99,0% и в минерализованной воде плотностью 1,12 г/см³ - не менее 60%;

- КМЦ представляет собой натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью замещения 70-90, массовая доля основного вещества в абсолютно сухом продукте - не менее 55%, растворимость в пресной воде - не менее 99,0%, и в минерализованной воде плотностью 1,12 г/см³ - не менее 30%;

- ацетат хрома представляет собой водный раствор с содержанием основного вещества не менее 45%;

- наполнитель представляет собой твердые микрочастицы: доломитовой (ГОСТ 14050-93) или древесной муки (ГОСТ 16361-87) или цеолитсодержащей породы с содержанием цеолита более 20% и опал-кристобалит-тридимита более 30%;

- оксиэтилированный алкилфенол (ОЭАФ) представляет собой водорастворимый неионогенный ПАВ с массовой долей присоединенной окиси этилена 70%, с температурой застывания 13-17°C;

- комплексный ПАВ представляет собой водно-спиртовый раствор неионогенных (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля) поверхностно-активных веществ с температурой застывания минус 40°C;

- щелочной реагент отечественного производства: гидроксид натрия (натр едкий технический (NaOH), выпускаемый по ГОСТ Р 55064) или соль щелочного металла (тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76);

- техническая пресная или минерализованная вода плотностью от 1,00 до 1,20 г/см³ с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины. Определяют текущее состояние скважины, профиль приемистости скважины, степень выработанности пластов. В зависимости от геологических условий определяют количество сырьевых реагентов и объем закачиваемого состава. Дозирование, приготовление и закачку состава производят с помощью автоматизированной установки типа КУДР.

Технологический процесс закачки осуществляют оторочками. В качестве первой оторочки используют состав, содержащий водную дисперсию ПАА, ПАЦ или КМЦ (массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1), ацетата хрома и твердых микрочастиц доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %. В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАВ - 0,01-0,2 мас. % и щелочного реагента - 0,1-2,5 мас. %.

В результате проведенных лабораторных исследований выявлено, что составы (примеры 2-30, табл. 1), содержащие водную дисперсию ПАА, ПАЦ или КМЦ, ацетата хрома и твердых микрочастиц доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы, обладают высокими прочностными свойствами. Сдвиговая прочность составов с применением твердых микрочастиц (пример 2, табл. 1) увеличилась в 1,58 раза по сравнению с составом без твердых микрочастиц (пример 1, табл. 1).

Закачка в пласт состава способствует формированию межмолекулярных и межцепных сшивок, позволяющих управлять сдвиговой прочностью и упругостью системы (примеры 2-30, табл. 1). При закачке состава в продуктивный пласт происходит его фильтрация по наиболее проницаемой части пласта и наиболее крупным порам, в результате чего повышается остаточный фактор сопротивления, и в конечном счете за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных пропластков повышается коэффициент нефтеотдачи.

При использовании ПАА с концентрацией менее 0,2 мас. % сдвиговая прочность незначительно отличается от прототипа (примеры 31-33, табл. 1), а повышение концентрации ПАА более 1,0% нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и состава (пример 30, табл. 1).

Дополнительная закачка в пласт оторочки из смеси водного раствора ПАВ и щелочного реагента обеспечивает нефтеотмывающий эффект и повышает смачиваемость поверхности породы водой за счет снижения межфазного натяжения на границе «вода-нефть» (табл. 2).

Как видно из табл. 2, закачка оторочки, содержащей смесь водного раствора ПАВ и щелочного реагента, приводит к снижению межфазного натяжения на границе «вода-нефть» в 1,3-3,6 раза (примеры 6-14, табл. 2) по сравнению с раздельной закачкой ПАВ (примеры 1, 2, табл. 2) и в 2,9-6,4 раза по сравнению с раздельной закачкой щелочного реагента (примеры 3, 4, табл. 2).

Пример конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и шестью добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,59 мкм², нефтенасыщенностью 78,5%, пористостью 12,5-17,0%, нефтенасыщенная толщина пласта - 9,8 м (двумя пропластками). Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 6,5 т (1,4-13,2 т), средняя обводненность добываемой жидкости - 94% (от 90 до 97%), плотность минерализованной воды - 1,09 г/см³.

Приемистость нагнетательной скважины составляет 192 м³/сут при давлении 8,1 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 200 м³ (218 т), состоящий из ПАА с концентрацией 0,6 мас. % (1,308 т), ПАЦ с концентрацией 0,15 мас. % (0,327 т), ацетата хрома с концентрацией 0,075 мас. % (0,163 т), цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001 мас. % (0,0022 т) и минерализованной воды плотностью 1,09 г/см³ - 99,174 мас. % (216,199 т). Массовое соотношение ПАА к ПАЦ составляет 4:1.

Затем дополнительно закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 100 м³ (109 т) - смесь водного раствора комплексного ПАВ с концентрацией 0,1 мас. % (0,109 т) и щелочного реагента - ТНФ с концентрацией 0,1 мас. % (0,109 т) и минерализованной воды плотностью 1,09 г/см³ - 99,8 мас. % (108,782 т). Объемное соотношение состава к оторочке смеси водного раствора комплексного ПАВ и щелочного реагента составляет 2:1 (пример 28, табл. 3).

Состав готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину. В промежуточную емкость установки КУДР подают закачиваемую минерализованную воду с плотностью 1,09 г/см³ с водовода (198,37 м³) с одновременной дозировкой шнековым дозатором ПАА (1,308 т), ПАЦ (0,327 т), цеолитсодержащей породы (0,0022 т) и последующим введением в промежуточную емкость ацетата хрома (0,142 т) через дозировочный насос. Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают в скважину.

Вторую оторочку смеси водного раствора ПАВ и щелочного реагента готовят в промежуточной емкости путем подачи закачиваемой минерализованной воды с плотностью 1,09 г/см³ (99,6 м³) с водовода на вход струйного насоса с одновременной закачкой комплексного ПАВ (0,109 т) дозировочным насосом и ТНФ (0,327 т) шнековым дозатором и закачивают в пласт.

После окончания закачки запланированных объемов состава и оторочки, содержащей смесь водного раствора комплексного ПАВ и ТНФ, продавливают в пласт закачиваемой минерализованной водой плотностью 1,09 г/см³ в объеме 10 м³. Скважину оставляют на технологическую паузу до 4 сут. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.

В результате закачки состава и оторочки происходит увеличение среднесуточного прироста дебита нефти на 4,9 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции на 3,9% (пример 28, табл. 3).

Остальные примеры осуществления способа выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах выполняют аналогично, результаты исследований приведены в табл. 3.

Дополнительная добыча нефти составила более 1200 т на одну скважину обработку, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,2%.

Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине позволяет увеличить нефтеотдачу за счет улучшения прочностных свойств состава, снижения индукционного периода гелеобразования до 4 сут, а также расширить технологические возможности способа.