Способ разработки водонефтенасыщенных пластов заводнением
Владельцы патента RU 2347899:
Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи водонефтенасыщенных пластов и снижение обводненности добываемой нефти. Технический результат - увеличение добычи нефти и снижение попутно добываемой воды за счет оптимизации процесса заводнения продуктивных пластов, ограничения водопритока в высокообводненные добывающие скважины в результате равномерного распределения осадкообразования по всему обводнившемуся пропластку. В способе, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочек растворов солей поливалентных катионов, полимера и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве солей поливалентных катионов подают раствор хлористого кальция или хлористого магния, а в качестве полимера - реагент водный всесезонный «ПВВ». До и после закачки полимера закачивают оторочку пресной воды. Все растворы подают последовательно и циклично, причем в каждом последующем цикле подачу оторочки пресной воды осуществляют с уменьшением времени подачи. После закачки последнего цикла подают оторочку смеси растворов соляной и уксусной кислот ПАП-КЗД. 2 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи водонефтенасыщенных пластов и снижение обводненности добываемой нефти.
Известен способ регулирования фронта заводнения водонефтяного пласта, неоднородного по проницаемости, путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии, водного раствора полимера (авт. свид. СССР №1758217, кл. Е21В 43/22, 1992). Недостатком данного способа является небольшая стойкость изоляционного экрана, образованного водорастворимым полимером и глиной, к потоку закачиваемой воды через нагнетательные скважины.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи нефти, включающий последовательную закачку в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия. Между оторочками полиакриламида и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды. Патент РФ №2086757, кл Е21В 43/22, 1997. Недостатком его является сложность регулирования времени гелеобразования в пласт. Скорость сшивки ПАА алюминием несколько минут. Кроме того, для растворов ПАА характерна высокая механическая и солевая деструкция.
Задачей предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти и снижение попутно добываемой воды за счет внедрения способа, позволяющего оптимизировать процесс заводнения продуктивных пластов, ограничить водоприток в высокообводненные добывающие скважины в результате равномерного распределения осадкообразования по всему обводнившемуся пропластку.
Указанная задача решается заявленным способом, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочек растворов солей поливалентных катионов, полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающимся тем, что в качестве солей поливалентных катионов подают раствор хлористого кальция или хлористого магния, а в качестве полимера подают реагент «ПВВ» - реагент водный всесезонный, причем до и после закачки полимера закачивают оторочку пресной воды, при этом все растворы подают последовательно и циклично, причем в каждом последующем цикле подачу оторочки пресной воды осуществляют с уменьшением времени подачи, затем после закачки последнего цикла подают оторочку смеси растворов соляной и уксусной кислот - ПАП-КЗД.
В качестве полимерного материала используют реагент «ПВВ» (полимер водный всесезонный) по ТУ 2216-002-75821482-2006. Реагент «ПВВ» предназначен для использования в процессах добычи нефти в качестве гелеобразующего состава. Реагент «ПВВ» может храниться и использоваться в зимних условиях при температуре не ниже -15°С. Реагент «ПВВ» состоит из: 10-30% - отходы производства тканей полиакрилнитрила; 10% - каустическая сода, 3% - аммонийные соли. В соответствии с ГОСТ 12.1.007 реагент «ПВВ» относится к IV классу опасности (малоопасное вещество).
Эффективность достигается следующим способом. При смешении реагента ПВВ с хлоридом кальция или магния и солями двухвалентных металлов закачиваемой воды происходит коагуляция и осаждение полиакрилнитрильного волокна и гидроокисей щелочно-земельных металлов. Образование в обводненных высокопроницаемых зонах и пропластках объемных осадков способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта. Для восстановления профиля приемистости низкопроницаемых каналов пласта после закачивания реагентов и освоения скважины под закачку воды системы ППД производят обработку нагнетательной скважины растворами соляной и уксусной кислот (ПАП-КЗД).
Предложенный способ разработки нефтяного месторождения может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами. Эффективность способа определяли экспериментально и на конкретном месторождении нефти.
Исследование проводили с использованием полимера водного всесезонного «ПВВ» (ТУ 2216-002-75821482-2006), хлористого кальция (ГОСТ 450-77) и хлористого магния, ПАП-КЗД (ТУ-2458-001-73754149-2005).
При смешении растворов ПВВ с раствором хлористого кальция или магния с удельным весом 1,12-1,15 г/см3 или концентрацией ионов поливалентных металлов 18,0-23,0 г-экв/л образуется значительный объем гелевого осадка, способного снижать проницаемость промытых водопроводящих зон и пропластков. Объем осадка увеличивается по мере роста концентрации ПВВ в растворе.
В лабораторных условиях проведены фильтрационные опыты предлагаемого способа в сравнении с известным. Для этого использовали линейные насыпные модели пласта Арланского месторождения. Подготовку моделей пласта к опытам и фильтрационные исследования проводили по общепринятым методикам. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл.1,2.
Опыт 1 (3 цикла). Через модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 85,7% фильтровали минерализованную воду до полного отмыва нефти и до стабилизации перепада давления. Коэффициент нефтевытеснения составил 62%. Затем в модель по предлагаемому способу последовательно подавали оторочку хлористого кальция (0,15 поровых объемов (п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку полимера водного всесезонного ПВВ (0,3 п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку хлористого кальция (0,15 п.о.), оторочку ПАП-КЗД (0,01 п.о.)). После трех циклов через модель фильтровали закачиваемую воду и продолжали вытеснение нефти до стабилизации перепада давления. Конечный коэффициент нефтевытеснения составил 25% (опыт 1, табл.2). Действие предлагаемого и известного способов оценивали по изменению проницаемости модели пористой среды до и после закачки состава (K1/К2) по закачиваемой воде и дополнительно вытесненной нефти.
Опыт 2 (3 цикла). Через модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 86,1% фильтровали минерализованную воду до полного отмыва и до стабилизации перепада давления. Коэффициент нефтевытеснения составил 61,8%. Затем в модель по предлагаемому способу последовательно подавали оторочку хлористого магния (0,15 п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку полимера водного всесезонного «ПВВ» (0,3 п.о.), оторочку пресной воды (0,2-0,05 п.о.), оторочку хлористого магния (0,15 п.о.), оторочку ПАП-КЗД (0,01 п.о.). После трех циклов через модель фильтровали закачиваемую воду и продолжали вытеснение нефти до стабилизации перепада давления Конечный коэффициент нефтевытеснения составил 86,3%. Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 24,5% (опыт 2, табл.2).
Опыт 3. В третьей модели пласта (известный способ) последовательно фильтровали после закачиваемой воды (коэффициент нефтевытеснения - 60%) 5% раствор Al2(SO4)3 (0,15 п.о.), оторочку пресной воды (0,05 п.о.), оторочку 1,4% раствор ПАА, оторочку пресной воды (0,05 п.о.), оторочку 5% раствора Al2(SO4)3, затем переходили на фильтрацию закачиваемой воды (5,0 п.о.). Конечный коэффициент нефтевытеснения составил 71%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил 11%.
| Таблица 1. Характеристика моделей пласта | ||||||
| Номер опыта | Длина, см | Диаметр, см | Проницаемость, мкм2 | Начальная нефтенасыщенность, % | Остаточная нефтенас-ть, % после заводнения | Ср. скорость фильтрации, см/час |
| 1 | 20,5 | 3,1 | 2,3 | 85,7 | 32,6 | 6,0 |
| 2 | 21,0 | 3,1 | 2,1 | 86,1 | 32,9 | 6,0 |
| 3 | 20,7 | 3,1 | 1,8 | 84,9 | 34,0 | 6,0 |
| Таблица 2. Результаты фильтрационных опытов | ||||||
| Номер опыта | Последовательность закачивания агентов | Объем закачивания п.о. | Перепад давления, МПа | Изменение проницаемости модели после закачки состава | Коэф. нефтевытеснения, д.е. | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| Опыт 1. Цикл 1 | Закачиваемая вода | 5,0 | 0,027 | - | 0,620 | |
| Раствор хлористого кальция (30%) | 0,15 | 0,028 | ||||
| Пресная вода | 0,2 | 0,028 | - | - | ||
| ПВВ (10%) | 0,3 | 0,327 | - | - | ||
| Пресная вода | 0,2 | 0,309 | - | - | ||
| Раствор хлористого кальция (30%) | 0,15 | 0,341 | ||||
| Закачиваемая вода | 5,0 | 0,185 | 2,7 | 0,730 | ||
| Цикл 2 | Раствор хлористого кальция (30%) | 0,15 | 0,190 | |||
| Пресная вода | 0,1 | 0,195 | - | - | ||
| ПВВ (10%) | 0,3 | 0,351 | - | - | ||
| Пресная вода | 0,1 | 0,343 | - | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Раствор хлористого кальция (30%) | 0,15 | 0,340 | |||
| Закачиваемая вода | 5,0 | 0,310 | 4,8 | 0,79 | |
| Цикл 3 | Раствор хлористого кальция (30%) | 0,15 | 0,309 | ||
| Пресная вода | 0,05 | 0,312 | |||
| ПВВ (10%) | 0,3 | 0,427 | |||
| Пресная вода | 0,05 | 0,423 | |||
| Раствор хлористого кальция (30%) | 0,15 | 0,417 | |||
| ПАП-КЗД | 0,01 | 0,398 | 6,85 | 0,87 | |
| Закачиваемая вода | 5,0 | 0,409 | |||
| Опыт 2. Цикл 1 | Закачиваемая вода | 5,0 | 0,028 | - | 0,618 |
| Раствор хлористого магния (20%) | 0,15 | 0,028 | |||
| Пресная вода | 0,2 | 0,028 | - | - | |
| ПВВ (10%) | 0,3 | 0,331 | - | - | |
| Пресная вода | 0,2 | 0,320 | - | - | |
| Раствор хлористого магния (20%) | 0,15 | 0,353 | |||
| Закачиваемая вода | 5,0 | 0,205 | 3,1 | 0,743 | |
| Цикл 2 | Раствор хлористого магния (20%) | 0,15 | 0,219 | ||
| Пресная вода | 0,1 | 0,223 | - | - | |
| ПВВ (10%) | 0,3 | 0,368 | - | - | |
| Пресная вода | 0,1 | 0,363 | - | - | |
| Раствор хлористого магния (20%) | 0,15 | 0,365 | |||
| Закачиваемая вода | 5,0 | 0,380 | 5,0 | 0,761 | |
| Цикл 3 | Раствор хлористого магния (20%) | 0,15 | 0,385 | ||
| Пресная вода | 0,05 | 0,385 | - | - | |
| ПВВ (10%) | 0,3 | 0,461 | - | - | |
| Пресная вода | 0,05 | 0,460 | - | - | |
| Раствор хлористого магния (20%) | 0,15 | 0,465 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПАП-КЗД | 0,01 | 0,441 | 7,01 | 0,893 | |
| Закачиваемая вода | 5,0 | 0,443 | 6,95 | 0,896 | |
| Опыт 3. (прототип) | Закачиваемая вода | 5,0 | 0,028 | - | 0,60 |
| Пресная вода | 0,05 | 0,028 | - | - | |
| Раствор Al2(SO4)3 | 0,15 | 0,029 | - | - | |
| Пресная вода | 0,05 | 0,041 | - | - | |
| Раствор ПАА 1,4% | 0,3 | 0,082 | - | - | |
| Пресная вода | 0,05 | 0,080 | - | - | |
| Раствор Al2(SO4)3 | 0,15 | 0,087 | ˜ | ˜ | |
| Закачиваемая вода | 5,0 | 0,067 | 2,4 | 0,71 |
Таким образом, применение предлагаемого способа позволило увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения в среднем в 2,25 раза по сравнению с известным.
В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.
На участке неоднородного пласта, пробуренного как минимум одной нагнетательной и одной добывающей скважинами, расположенными на расстоянии 300 м, разработка которого ведется путем закачки воды в нагнетательную скважину (метод заводнения) проводят комплекс гидродинамических исследований (снимают профиль приемистости нагнетательной скважины и профиль притока добывающей скважины, степень выработанности пластов и т.д.). На основании этих исследований определяют наличие в пласте высокопроницаемого обводненного пропластка, его протяженность по отношению к забою скважины, а также его параметры: толщину, проницаемость, вязкость нефти и т.д.
Закачку реагентов производят агрегатом ЦА-320. В соответствии с технологией в течение года требуется закачать 1-3 цикла оторочки раствора хлористого кальция или магния, реагента ПВВ, сточной минерализованной воды и разделительной оторочки пресной воды. Причем закачивание оторочек каждого цикла необходимо проводить без остановок. Объем закачиваемых реагентов для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости и толщины пласта.
В нагнетательную скважину (после заводнения) закачивают (в течение 10-15 часов) последовательно оторочку хлористого кальция 30% в течение 3 часов, оторочку пресной воды в течение 2 часов, оторочку реагента ПВВ - 10% в течение 3 часов, оторочку хлористого кальция 30% в течение 3 часов, затем начинает работать система ППД в течение 24 часов (цикл I);
II цикл включает всю последовательность закачивания реагентов, лишь с той разницей, что оторочки пресной воды закачивают в течение 1,5 часа;
III цикл - то же, только время закачивания оторочек пресной воды - 1,0 час.
Вслед за закачиванием последнего цикла осадкообразующих агентов закачивается в течение 0,5 часа смесь соляной и уксусной кислоты ПАП-КЗД для освоения нагнетательной скважины под закачку воды системы ППД.
По прошествии 3 месяцев в течение 1,5 лет обводненность добываемой продукции скважины упала с 89% до 67%. Увеличилось содержание нефти в жидкости с 11% до 25-30%.
Способ предусматривает внедрение технологии закачки оторочек большеобъемных гелеобразующих составов (ПВВ) в нагнетательные скважины исходя из приемлемых геолого-физических условий, достаточно высоких отборов жидкости, а также наличия остаточных извлекаемых запасов нефти, дренируемых скважинами.
Технология не требует использования нестандартного, дорогостоящего оборудования. Все процессы закачки реагента проводятся на серийном оборудовании. Реагенты экологически безопасны, класс опасности - IV. Реагенты не влияют отрицательно на процессы сбора и подготовки нефти.
Таким образом, если частично изолировать обводнившиеся участки пласта или создать в них области с повышенным гидродинамическим сопротивлением, то вследствие перераспределения потоков закачиваемой воды, увеличивается охват запасов нефти. При этом количество воды, поступающей в обводнившиеся пласты, сокращается и, как следствие, уменьшается обводненность продукции и происходит закономерное повышение нефтеотдачи.
Способ разработки водонефтенасыщенных пластов заводнением, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочек растворов солей поливалентных катионов, полимера и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в качестве солей поливалентных катионов подают раствор хлористого кальция или хлористого магния, а в качестве полимера подают реагент «ПВВ» - реагент водный всесезонный, причем до и после закачки полимера закачивают оторочку пресной воды, при этом все растворы подают последовательно и циклично, причем в каждом последующем цикле подачу оторочки пресной воды осуществляют с уменьшением времени подачи, затем после закачки последнего цикла подают оторочку смеси растворов соляной и уксусной кислот ПАП-КЗД.
