Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен способ заводнения нефтяных пластов, включающий закачку в пласт поочередно 0,001-0,05%-ного водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - со степенью гидролиза 5-30% и молекулярной массой (0,9-14)·10⁶ и суспензии глины плотностью 1020-1080 кг/м³ [1].

Недостатком способа является невысокая эффективность изоляции высокопроницаемых пропластков.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину полимерно-гелевой системы, содержащей 0,5 мас.% сшитого полиакриламида - ПАА и минерализованную воду - остальное, затем последовательно 1-30%-ной суспензии глины и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ с минерализацией воды, не превышающей минерализацию воды в указанной системе [2].

Недостатком известного способа является невысокий технологический эффект при заводнении минерализованной водой за счет деградации полимерного геля и высокой фильтрации воды, содержащей ПАВ, к добывающей скважине, приводящих к увеличению обводненности добываемой продукции и снижению эффективности вытеснения нефти.

Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти.

Поставленная цель достигается том, что в способе заводнения нефтяного пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину полимерно-гелевой системы - ПГС, содержащей сшитый полиакриламид - ПАА, и суспензии глины, используют ПГС, содержащую, мас.%: сшитый ПАА, полученный обработкой частично гидролизованного ПАА со степенью гидролиза 20-30% и молекулярной массой (20-30)·10⁶ ионизирующим излучением дозой 5-20 кГр - 0,5-1% и вода с минерализацией не более 0,2 мас.% - остальное, а суспензию глины - с концентрацией 0,5-5% в количестве 2-10% от объема ПГС и виде 2-3 оторочек попеременно с закачкой ПГС начиная и заканчивая закачкой суспензии глины.

Используемый полиакриламид получают сшиванием частично гидролизованного полиакриламида со степенью гидролиза 20-30% и молекулярной массой (20-30)·10⁶ ионизирующим излучением дозой 5-20 кГр, а приготовленная полимерно-гелевая система заканчивается в пласт через нагнетательную скважину попеременно с глинистой суспензией с концентрацией 0,5-5 мас.% в количестве 2-10% от объема ПГС и в виде 2-3 оторочек попеременно с закачкой ПГС начиная и заканчивая закачкой суспензии глины. Получаемый сшитый полиакриламид при заявляемом интервале доз ионизирующего излучения содержит фракцию растворимого полиакриламида, который взаимодействует с глинистыми частицами и вызывает их коагуляцию. Следствием этого является образование объемных осадков на границе оторочек геля и суспензии глины. В результате в пласте при закачке оторочек суспензии глины полиакриламидный гель на основе пресной воды экранируется от контакта с минерализованными водами и поэтому сохраняет высокие упругие свойства. Для того чтобы изолировать гель полиакриламида на основе пресной воды от контакта с минерализованными водами, необходимы, как минимум, две оторочки суспензии глины. Применять количество оторочек свыше трех нецелесообразно, так как это усложняет процесс нагнетания системы и приводит к частичной потере геля при взаимодействии с глинистой суспензией.

Используемый полиакриламид должен обладать указанной степенью гидролиза и молекулярной массой, в противном случае полиакриламид либо не образует сшитого полимера под действием ионизирующего излучения в указанном диапазон доз, либо получаемые гели обладают низкими упруговязкостными свойствами.

Пример.

Способ испытан на участке нефтяного месторождении, разрабатываемого с применением заводнения нефтяного пласта. На участке закачивали в одну нагнетательную скважину 660 м³/сутки воды с минерализацией 3-10 г/л. Из ближайших пяти скважин добывали обводненную нефть.

Перед испытанием предварительно приготовили полимерно-гелевую систему - смешили 1000 кг (1%) сшитого полиакриламида, полученного обработкой ионизирующим излучением 10 кГр полиакриламида со степенью гидролиза 25% и молекулярной массой 30·10⁶, со 100 м³ воды с минерализацией 0,2% (техническая пресная вода). В отдельной емкости приготовили 10 м³ 5%-ной суспензии бентонитовой глины. Далее закачали в скважину 3 м³ суспензии глины, 50 м³ полимерно-гелевой системы, далее 3 м³ суспензии глины и 50 м³ полимерно-гелевой системы и в конце закачали 4 м³ суспензии глины. Продавили один объем скважины водой и выдержали 24 часа. После обработки в скважину продолжили нагнетать минерализованную воду. За технологическим эффектом следили по реакции добивающих скважин на применение способа в течение 6 месяцев. Для сравнения был выбран базовый период работы скважин до проведения указанного мероприятия. Расчет технологического эффекта по «кривым вытеснения» позволил определить дополнительную добычу нефти в объеме 1350 тонн на одну скважино-операцию и течение 6 месяцев.

Кроме того, проведено исследование эффективности предлагаемого способа в лабораторных условиях. Для этого использована лабораторная модели пласта. Параметры модели пласта - труба диаметром 3 см и данной 25 см, заполненная кварцевым песком проницаемостью 2 Дарси, насыщенным маловязкой нефтью. Далее вытесняли нефть водой с минерализаций 5 г/л до прекращения вытеснения нефти. После этого проводили последовательную закачку суспензии глины и полимерно-гелевой системы для доизвлечения остаточной нефти.

Результаты опытов с различными заявляемыми параметрами представлены в таблице. Там же приведены данные по моделированию способа-прототипа. Для моделирования этого способа была приготовлена полимерно-гелевая система на основе сшитого полиакриламида, не содержащего растворимой фракции полимера. Представленные результаты показывают, что соблюдение параметров заявляемого способа позволяет получить максимальные коэффициенты вытеснения в пределах 77-86%. При других параметрах и при использовании способа-прототипа коэффициенты вытеснения оказываются ниже, чем в заявленном способе.

Источники информации

1. А.С. СССР №1778280, опубл. 30.11.1992.

2. Патент РФ №2072422, опубл. 27.01.1997.