Способ регулирования заводнения неоднородного нефтяного пласта



Способ регулирования заводнения неоднородного нефтяного пласта

 


Владельцы патента RU 2436941:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением регулирования охвата неоднородных пластов заводнением с помощью вязко-упругих составов на основе полимеров и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов и изоляции обводненных скважин. В способе регулирования заводнения неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт полимера в воде и раствора соли алюминия с буфером воды между ними, объем закачиваемого полимера в воде, используемого в виде суспензии, и раствора соли алюминия разбивают на равные порции не менее двух и объемом 3-50 м3, которые закачивают последовательно циклами с закачкой буфера воды между ними, составляющего 10-100% от объема порции каждого Технический результат - повышение эффективности способа за счет более полного перемешивания суспензии и раствора, а также снижение энергетических и материальных затрат. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением регулирования охвата неоднородных пластов заводнением с помощью вязкоупругих составов на основе полимеров для повышения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для добычи нефти из неоднородного пласта, включающий закачку дисперсной полимерной системы (ДПС), состоящей из смеси анионного полимера, соли поливалентного катиона и воды при следующем соотношении компонентов, мас.% (патент RU №2215870, Е21В 43/22, опубл. 10.11.2003):

анионный полимер 0,001-0,08
соль поливалентного металла 0,0005-0,002
вода остальное.

Состав готовят путем добавления раствора соли катиона в раствор полиакриламида (ПАА). В результате взаимодействия ПАА и соли катиона при оптимальном соотношении (отношение катиона к анионному звену полимера 0,01-1,07% и РН 4-10) происходит сшивание двух полимерных сегментов, находящихся на некотором расстоянии друг от друга, в результате образуется дисперсия коллоидных частиц - капсулированная полимерная система. Внутренняя часть коллоидных частиц содержит воду, а оболочка состоит из полимерных молекул, соединенных друг с другом катионами. Такие полимерно-гелевые капсулы свободно располагаются в водной фазе и не связаны друг с другом, о чем свидетельствуют низкие величины динамической вязкости этих систем, мало отличающиеся от вязкости полимерных растворов, не содержащих сшиватель. Однако вязкоупругие свойства капсулированных полимерных систем возрастают в некоторых случаях на несколько порядков и при движении в пористой среде создают значительные фильтрационные сопротивления.

Состав готовится на поверхности: сначала готовят по отдельности раствор полимера в закачиваемой в скважину с кустовой насосной станции (КНС) воде и раствор соли поливалентного металла в пресной воде. Раствор полимера с добавлением раствора соли насосом высокого давления закачивают с устья в скважину.

Недостатком применения данного состава является то, что он не эффективен в высокопроницаемых пластах из-за недостаточного содержания полимера и соли поливалентного катиона в смеси. Вследствие этого количество образующихся капсулированных систем и их размеры недостаточны для закупоривания высокопроницаемых зон пласта.

Кроме того, необходимо оборудование и время для приготовлении раствора ПАА на поверхности.

Известен способ, в котором закачка состава производится в виде дисперсной полимерной системы (ДПС), состоящей из суспензии коллоидных частиц полиакриламида с солями алюминия (патент RU №2292450, Е21В 43/22, опубл. 27.01.2007 г.), при содержании компонентов мас.%:

полиакриламид 0,05-0,5
соль алюминия 0,0075-0,15
вода остальное.

Приготовление и закачку состава осуществляют существующими стандартными установками (УДР-32М, КУДР, Бейкер и др.). Состав готовят следующим образом. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС), через струйный насос (эжектор) дозируют ПАА в виде порошка. При смешивании ПАА с водой образуется суспензия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость дозируют раствор соли алюминия в количестве 15-30% от массового содержания ПАА.

В качестве солей алюминия используются сернокислый алюминий, полиоксихлорид алюминия, алюмокалиевые квасцы, алюмоаммонийные квасцы (Al2(SO4)3·8H2O; AlCl3·6H2O; AlK(SO4)2·12H2O; Al(NH4)(SO4)2·12H2O).

Состав в виде суспензии ПАА и соли алюминия в воде из промежуточной емкости насосом высокого давления закачивается в нагнетательную скважину. В процессе растворения ПАА происходит взаимодействие ионов алюминия с молекулами ПАА и образуется суспензия коллоидных частиц. Приготовление и закачка состава осуществляется с устья скважины.

Недостатком способа является высокая концентрация ПАА (0,05% и выше), что или не позволяет применять способ для средне-умеренных и низких проницаемостей пласта или ведет к большому расходу дорогостоящего ПАА.

Известен способ регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта (патент RU №2298088, Е21В 43/22, С09К 8/88, опубл. 27.04.2007 г.), при котором в пласт закачивается водная дисперсия коллоидных частиц различных полимеров: ПАА, или полисахарида, или эфира целлюлозы с более широким диапазоном концентраций полимера по сравнению с предыдущим патентом, а в качестве поливалентного металла используется полиоксихлорид алюминия. Закачка состава реализуется при следующих концентрациях компонентов, мас.%:

полиакриламид или полисахарид, или эфир целлюлозы 0,005-0,5
полиоксихлорид алюминия 0,0075-0,1
вода остальное.

Приготовление и закачку дисперсной полимерной системы осуществляют существующими на промыслах стандартными установками (см. предыдущий аналог). Технический процесс закачки состава осуществляется без предварительного растворения полимера. Порошок ПАА, или полисахарида, или эфира целлюлозы шнековым дозатором подается через струйный насос в промежуточную емкость, где в виде суспензии полимера в воде смешивается с раствором полиоксихлорида алюминия, и через напорную линию закачивается в скважину. Полученный таким образом состав имеет более низкие вязкоупругие, следовательно и фильтрационные свойства, по сравнению с составом, образованным путем непосредственого смешивания готовых раствора полимера и раствора солей алюминия. Для достижения существенного технологического эффекта при закачке состава в виде суспензии полимера с солями алюминия по этому способу требуется большой расход дорогостоящего полимера. Кроме того, использование одного сшивателя в виде полиоксихлорида алюминия не является оптимальным для различных геолого-физических условий применения способа. Приготовление и закачка состава производится только с устья в одну скважину.

К недостаткам данного способа, как и предыдущих двух вышеуказанных способов, следует также отнести большое давление при закачке состава, которое может превышать давления нагнетания с КНС. Это нежелательно по технологической причине, так как при повышении давления закачки в неоднородном пласте до величины большей давления нагнетания с КНС, состав может проникнуть в низкороницаемые (нефтенасыщенные) пропластки, что приводит к снижению технологической эффективности. Кроме того, на ряде скважин (особенно старых) из-за высокого давления закачки требуется установка пакера, что приводит к дополнительным затратам. При этом готовый состав при закачке в пласт имеет динамическое сопротивление выше, чем при раздельной закачке, что требует высоких давлений для закачки в пласт. Причем все вышеописанные способы не позволяют их использовать из-за высокого давления закачки сразу в несколько скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт порций растворов полиакриламида и соли алюминия с буфером воды (патент RU №2086757, Е21В 43/22, опубл. 1997) между ними для проведения изоляционных работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с помощью вязкоупругих составов на основе полиакриламида ПАА. Способ включает последовательную закачку в пласт растворов ПАА и соли алюминия. Между оторочками ПАА и соли алюминия закачивают оторочку пресной воды.

Недостатком этого способа является то, что в пласт закачивается по одной оторочке ПАА и соли алюминия с буфером воды между ними с устья каждой скважины. При закачке оторочек компонентов (полимера и соли алюминия) и буфера воды малого объема (до 10-50 м3), обеспечивающих качественное смешивание ПАА и соли алюминия, воздействие на пласт будет не эффективно из-за недостаточного объема оторочки после смешивания ПАА и соли алюминия. При увеличении количества реагентов до количества, достаточного для получения результатов кольматации и выравнивания фронтов за-воднения пласта, невозможно достижение качественного смешения в пласте при использовании по одной оторочке компонентов и требуется практически двукратное увеличение закачки количества реагентов, что ведет к увеличению затрат на реализацию способа. Кроме того, при приготовлении раствора ПАА на поверхности для закачки в скважину необходимо полное растворение ПАА в пресной воде в течение 60 мин, в сточной воде в течение 90 мин, что приводит к лишним затратам. При этом после закачки состава в пласт требуется выдержка скважины в течение трех суток на период гелеобразования, что связано также с дополнительной затратой времени на проведение процесса. Приготовление и закачка состава производится индивидуально в одну скважину с устья.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа регулирования проницаемости неоднородного пласта за счет более полного перемешивания закачиваемых поочередно циклами суспензии полимера и раствора солей алюминия с буфером воды между ними, а также снижение энергетических и материальных затрат путем одновременной (совместной) закачки состава в группу нагнетательных скважин с блока гребенки (БГ) кустовой насосной станции (КНС).

Техническая задача решается способом регулирования заводнения неоднородного нефтяного пласта, включающим последовательную закачку в пласт полимера в воде и раствора солей алюминия с буфером воды между ними.

Новым является то, что объем закачиваемого полимера в воде, используемого в виде суспензии и раствора солей алюминия разбивают на равные порции не менее двух объемом 3-50 м3 каждая, которые закачиваются последовательно циклами с закачкой буфера воды между ними, составляющего 10-100% от объема порции каждого для исключения их перемешивания при закачке по трубам и регулирования расстояния их перемешивания от скважины в пласте.

Новым является также то, что закачку циклами осуществляют совместно в группу нагнетательных скважин с одного блока гребенки кустовой насосной станции, при этом на установке готовятся порции компонентов, определяемые по формуле

Суст.скв.*Vскв./Vуст.,

где Сскв. - концентрация полимера или соли алюминия в порции суспензии или раствора, закачиваемой в скважину, кг/м3;

Суст. - концентрация полимера или соли алюминия в порции суспензии или раствора, приготовленной на установке, кг/м3;

Vскв. - суммарная приемистость работающих скважин, м3/сут;

Vуст. - производительность установки, м3/сут,

которые дозируются в воду, идущую с кустовой насосной станции (КНС) в скважины, разбавляются ею и поступают в пласт при необходимой концентрации.

Кроме снижения затрат на закачку состава одновременная закачка в группу скважин позволяет естественным путем регулировать охват пластов заводнением за счет интерференции скважин и распределения объемов закачиваемой воды по нагнетательным скважинам вместо искусственно запланированных объемов при закачке с устья в из одну скважин. Такая технология воздействия на нефтяной пласт намного эффективнее, чем обработка отдельных скважин по прототипу, так как обеспечивает саморегулированное поступление состава в пласт через систему поддержания пластового давления. Это достигается тем, что количество состава, попадающего в пласт через конкретную нагнетательную скважину, пропорционально ее приемистости. Следовательно, в наиболее высокопроницаемые и обводнившиеся зоны пласта поступит большее количество состава, чем в нефтенасыщенные и малодренированные зоны.

Таким образом, согласно предлагаемому способу в пласт закачиваются последовательные порции суспензии полимера и раствора соли алюминия с буфером воды между ними с устья в одну скважину или в группу скважин с БГ. При закачке в одну скважину установка приготовления и закачки состава располагается рядом с устьем скважины, а состав готовится на установке и подается через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в пласт. В случае закачки в группу скважин установка располагается около БГ. Вода для приготовления состава на установке берется с водовода, идущего с КНС до гребенки, на установке готовится концентрированный состав, который на БГ дозируется в воду, идущую по водоводам (усам) в скважины. После разбавления состав с необходимой концентрацией по усам и НКТ поступает в скважины.

При закачке по трубам и последующем движении в пласте последовательных порций суспензии полимера и порций раствора соли алюминия с буфером воды между ними происходит полное растворение полимера и после смешения с солями алюминия образуется дисперсная полимерная система (ДПС) необходимой концентрации.

Состав по предлагаемому способу в лабораторных условиях получают путем смешивания готовых растворов полимера и солей алюминия в сосуде.

Для проверки смешиваемости раствора ПАА и солей алюминия в пористой среде по предлагаемому способу были проведены лабораторные опыты на линейной насыпной модели пласта, которая представляла собой металлическую трубку диаметром 33 мм и длиной 1000 мм, плотно заполненную молотым кварцевым песком различных фракций. Модель пласта насыщалась пластовай водой после предварительного вакуумирования, затем вода замещалась нефтью. Нефть вытеснялась пластовой водой до предельной возможности, тем самым моделировался заводненный поровый коллектор. При проведении опытов моделировалось два цикла закачки раствора ПАА и раствора соли алюминия, в качестве которого использовался сернокислый алюминий (СКА), с буфером воды между ними. Объем закачанной и вытесненной из модели оторочки порций двух циклов равнялся 130% от объема пор модели. Объем буфера воды составлял 40% от объема порции раствора ПАА или порции раствора соли алюминия при одинаковых их объемах. Закачанная оторочка порций двух циклов вытеснялась водой и после многократной прокачки модели водой при установившемся режиме фильтрации определялся остаточный фактор сопротивления (ОФС), который показывает, насколько возросло фильтрационное сопротивление при фильтрации воды после закачки цикла состава по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой оторочки двух циклов. Подбор концентрации полимера осуществлялся с учетом проницаемости пористой среды. Концентрация СКА составлял 15% от концентрации ПАА.

Основные условия и результаты опытов представлены в таблице 1.

Таблица 1
Проницаемость, мкм2 Количество опытов Концентрация ПАА Остаточный фактор сопротивления (ОФС) Относитель-
ное изменение ОФС, %
В порции цикла Средняя в цикле При закачке р-ра ПАА и р-ра соли Al отдельными порциями в цикле При закачке смеси р-ра ПАА с р-ром соли Al со средней концентрацией
1 2 3 4 5 6 7
3,0-4,1 5 0,28 0,1 6,4 6,7 4,7
2,0-2,13 3 0,14 0,05 4,7 4,8 2,1
1,2-1,5 5 0,14 0,05 8,0 8,3 3,7
0,9-1,1 4 0,14 0,05 10,2 10,8 5,9
1,0-1,3 4 0,07 0,025 6,7 7,0 4,5
0,5-0,75 4 0,07 0,025 9,0 9,5 5,5

Для контроля качества перемешивания при фильтрации оторочки, состоящей из двух циклов суспензии ПАА и раствора СКА с буфером воды между ними (остаточный фактор сопротивления в столбце 5) параллельно аналогичным образом проводились опыты по фильтрации «идеального» состава, полученного путем смешивания готовых растворов полимера и солей алюминия в сосуде с таким же объемом и такой же средней концентрацией компонентов (остаточный фактор сопротивления в столбце 6). Такая оторочка должна образоваться в результате полного (идеального) перемешивания компонентов оторочки, состоящей из двух порций цикла.

Как видно из таблицы 1, относительное изменение ОФС при фильтрации оторочки, состоящей из двух циклов раствора ПАА и раствора СКА с буфером воды между ними, в пористой среде по сравнению с ОФС при фильтрации готового (идеального) состава, полученного путем смешивания готового раствора полимера и раствора солей алюминия в сосуде, не превышает 6%, что вполне удовлетворительно с практической точки зрения. Полученные значения ОФС при прокачивании оторочки, состоящей из двух циклов раствора ПАА и раствора СКА с буфером воды между ними, через модель пласта составили 4,8-10,8 единиц и вполне соответствуют решению основной задачи предлагаемого способа - регулированию проницаемостной неоднородности нефтяного пласта путем снижения проницаемости высокопроницаемых пропластков и зон пласта.

При этом надо учитывать, что исследования проводились без учета времени, затрачиваемого на прокачку растворов по трубам перед закачкой в пласт. При приготовлении «идеальной» оторочки на поверхности за время ее перекачки по трубам происходит деструкция растворенного полимера, причем высокая скорость закачки может привести и к разрушению ДПС в «идеальной» оторочке и кратному снижению эффективности от ее применения (в 3-4 раза).

Использование предлагаемого способа, когда объем закачиваемого полимера в воде, используемого в виде суспензии, разбивают на порции не менее двух и объемом 3-50 м3, причем закачиваемый объем раствора солей алюминия разбивают на такое же количество порций в соответствии с объемом порций суспензии полимера, а объем буфера воды разбивают на порции с учетом закачки между порциями суспензий полимеров и растворов солей алюминия для исключения их перемешивания при закачке по трубам и регулирования расстояния их перемешивания от скважины в пласте, практически позволяет сохранить преимущества закачки готового «идеального» ДПС по качеству и количеству используемых реагентов и исключить разрушение ДПС благодаря закачке суспензии ПАА вместо раствора ПАА.

Закачка состава в высокопроницаемые зоны и пропластки в неоднородном по проницаемости пласте способствует выравниванию фронта заводнения, снижению обводненности продукции и уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренируемых участков пласта.

Приготовление и закачку состава осуществляют существующими на промыслах установками (УДР-32М, КУДР-1, КУДР-2, Бейкер и др.).

На чертеже изображена схема установки и ее обвязка с БГ при проведении работ по закачке состава в группу скважин.

Установка содержит емкости с реагентами (не показаны) к комплексу управления и дозирования реагентов (КУДР), состоящему из блока дозирования и управления подачей реагентов (БДУ) 1, в который подаются реагенты для смешения с водой и получения ДПС, и электронасосного блока (ЭНБ) 2 КУДР, который нагнетает приготовленную ДПС в блок гребенки (БГ) 3, который распределяет поток воды, идущий по водоводу 4 от КНС на скважины (не показаны). Используемый на практике БДУ состоит из входного трубопровода 5, соединенного через регулирующую задвижку 6 с подводящим водоводом 4, который подводит воду от КНС к БГ 3, шнекового дозатора 8 со струйным насосом 7 для подачи полимера в смесительную емкость 10. Сюда же относится емкость для хранения раствора соли алюминия 11 и дозировочный насос 12 для подачи раствора соли алюминия в смесительную емкость 10. В период цикла, когда закачивается полимер, порошок полимера подается шнековым дозатором 8 через воронку 9 в струйный насос 7 и в виде суспензии в воде поступает в смесительную емкость 10. Суспензия полимера из смесительной емкости 10 подается на вход насосов высокого давления 13 ЭНБ 2, которые перекачивают по высоконапорному трубопроводу 14 данную суспензию в скважинные водоводы (усы) 15. В период цикла, когда закачивается соль алюминия, раствор соли алюминия из емкости 11 дозировочным насосом 12 подается в смесительную емкость 10, откуда, как и суспензия полимера, насосами высокого давления 13 ЭНБ 2 подается в скважинные водоводы 15.

Для работы в автономном режиме КУДР снабжена электрогенератором 17. Приготовленная на КУДР суспензия полимера и раствор соли алюминия распределяются пропорционально расходу воды (приемистости) в скважины по водоводам 15 через задвижки 16.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.

Выбирают нагнетательные скважины с приемистостью не менее 100 м3/сут, находящиеся под закачкой воды с одного блока гребенки КНС. Для этого проводят анализ состояния разработки участков выбранных нагнетательных скважин по геофизическим и промысловым данным. Определяется профиль приемистости нагнетательных скважин. Рассматриваются коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, нефтенасыщенная толщина), показатели разработки (дебиты добывающих скважин по нефти, жидкости, обводненность), гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами. По результатам анализа окончательно определяются нагнетательные скважины для закачки состава. Задаются необходимая средняя концентрация полимера и солей алюминия в цикле и объемы закачки по каждой скважине. Количество скважин для одновременной закачки состава в группу скважин по предлагаемому способу зависит от количества скважин на БГ 3 КНС и может составлять 2-15 единиц. При наличии только одной скважины на БГ 3 закачку в нее производят с устья. 1. Приготовление и закачка состава в группу нагнетательных скважин с блока гребенки.

Для выбранных скважин назначается продолжительность цикла, средняя концентрация компонентов (полимера и солей алюминия) в цикле и объем состава, закачиваемых в каждую скважину.

Выбираются временные параметры цикла: общая продолжительностью цикла - tц, продолжительность закачки порции суспензии полимера - tп, продолжительность закачки порции соли алюминия воды - tA1 и продолжительность закачки порции (буфера) воды - tB, связанные соотношением:

По известной приемистости каждой скважины определяется суммарная приемистость всех скважин

где Qскв - суммарная приемистость всех скважин, м3/ч;

qi - приемистость i-ой скважины, м3/ч,

N - количество работающих скважин.

В течение цикла в скважины закачивается объем флюидов, равный:

Vц=Qскв·tц,

и состоящий:

из объема порции полимера Vп=Qскв·tп;

из объема порции соли алюминия VAl=Qскв·tAl;

и 2-х объемов порций воды Vв=Qскв·tв,

то есть имеем равенство

которое получается также при умножении левой и правой части уравнения [1] на Qскв.

Масса порций (полимера или Al), поступивших за цикл в скважины, равняется:

Мсквср·Vцскв·Vк

или

где Vк - объем компонента в порции цикла: Vк=Vп (при закачке полимера), м3,

Vк=VAl (при закачке алюминия Al), м3;

Сср - средняя концентрация компонента (полимера или алюминия Al) в цикле, кг/м3;

Сскв - концентрация компонента (полимера или алюминия Al) в порции цикла, кг/м3;

tк - продолжительность закачки порции компонента (полимера или алюминия Al) в цикле, ч.

Из равенства [4] получаем формулу для расчета концентрации компонентов в порциях цикла, поступающих в скважины, по заданной средней концентрации компонента в цикле

Количество компонентов состава (полимера или А1), подаваемого на гребенку установкой за цикл, равняется

где Qуст - производительность установки, м3/ч;

Суст - концентрация компонентов (полимера или Al) цикла на установке, кг/м3;

tк - продолжительность закачки порции компонента (полимера или Al) в цикле, то есть tк=tп (во время закачки порции полимера) и tк=tAl (во время закачки порции Al), час.

Из условия баланса массы компонентов Мустскв (т.е. что готовится на установке, то и закачивается в скважины), приравнивая правые части уравнений [6] и [4], получим формулу для расчета концентрации компонентов для приготовления состава на установке

1. Последовательность операций при реализации циклов закачки состава в группу скважин.

1.1. Закачка порции полимера.

Вода из водовода с КНС через задвижку 6 трубопровода 5 и струйный насос 7 подается в смесительную емкость 10. В нее с помощью воронки 9 и шнекового дозатора 8 через струйный насос 7 дозируется порошок полимера и в смесительной емкости 10 путем перемешивания мешалкой образуется концентрированная суспензия полимера в воде.

Концентрация приготовленной на установке суспензии полимера рассчитывается по концентрации полимера, закачиваемого в скважины в порции цикла, по формуле [7].

Из емкости 10 одним из насосов высокого давления установки 13 полученная суспензия полимера дозируется через задвижки 16 трубопровода 14 в воду, закачиваемую с КНС через БГ 3 по водоводам (усам) 15 в скважины.

Объем приготовленного на установке концентрированной полимерной суспензии (равный производительности установки) с концентрацией Суст распределяется (дозируется) в водоводы 15 пропорционально приемистости скважин и после разбавления водой, идущей с КНС, полимерная суспензия направляется в скважины с одинаковой концентрацией Сскв в каждую.

1.2. Закачки порции раствора соли алюминия.

Вода из водовода 4 с КНС через задвижку 6 трубопровода 5 через струйный насос 7 подается в смесительную емкость 10. В эту же емкость дозировочным насосом 12 из емкости хранения 11 подается раствор соли Al.

Концентрация приготовленного на установке концентрированного раствора соли Al рассчитывается по концентрации раствора соли Al, закачиваемого в скважину в порции цикла, по формуле [7].

Из емкости 10 одним из насосов высокого давления установки 13 раствор соли Al через задвижки 16 трубопровода 14 подается в воду, закачиваемую с КНС через БГ 3 в скважины.

Объем приготовленной на установке концентрированного раствора соли Al (равный производительности установки) с концентрацией Сует распределяется (дозируется) в водоводы 15 пропорционально приемистости скважин и после разбавления водой, идущей с КНС, раствор соли Al направляется в скважины с одинаковой концентрацией Сскв в каждую.

1.3. После закачки и порции суспензии полимера, и порции раствора соли Al в скважины закачивается порция (буфер) воды, т.е. дозировка компонентов состава на установке не производится.

Невысокая динамическая вязкость состава, который при максимальной концентрации полимера, равной 0,5%, имеет вязкость 20 мПа·с, позволяет легко прокачивать состав по водоводам до скважин и по насосно-компрессорным трубам в скважине и исключает образование пробок при остановках.

В процессе закачки состава постоянно контролируется расход и давление закачки на установке по показаниям расходомера и манометра. Приемистость скважин определяется посредством измерения расхода накладным расходомером «Панаметрикс» на усах гребенки или при наличии двух и более скважин на одном усе измерение расходомером выполняется на устьях скважин. Давление на устье скважины замеряется манометром.

По достижении после закачки состава запланированной приемистости скважины, которая должна быть как минимум на 10% меньше первоначальной, она отключается от закачки состава и ставится на продавку водой с КНС. К закачке состава подключается следующая скважина. Таким образом последовательно обрабатываются все скважины.

При недостаточном снижении приемистости отдельных скважин (например, менее чем на 10% от первоначальной) в конце процесса в них производится дополнительная закачка состава с более высокой концентрацией, обычно в объеме 100-300 м, разбитом на порции не более 50 м3.

В случае существенного различия начальной приемистости скважин (в два и более раза) закачка состава осуществляется с различной концентрацией. Сначала производится закачка состава в более приемистые скважины с более высокой концентрацией. При снижении их приемистости (или отключении при закачке необходимого объема) концентрация состава уменьшается и под закачку подключаются скважины с низкой приемистостью.

Глубина обработки пласта зависит от размера буфера воды между порциями суспензии ПАА и раствора соли алюминия, т.к. расстояние от скважины, на котором происходит смешение полимера и ионов Al, определяется размером буфера.

При закачке в группу скважин объемы порции суспензии полимера и порции раствора соли алюминия в цикле, приходящиеся на одну скважину, обычно принимаются равными и составляют 3-50 м3. Объем буфера воды между ними составляет 10-100% от объема порции суспензии полимера. Рекомендуемый общий объем оторочки состава по данному варианту закачки в одну скважину в зависимости от геологических условий и состояния разработки может изменяться от 500 до 10000 м3.

2. Закачка в одну скважину с устья.

На основании анализа определяются объем состава, закачиваемый в скважину, средняя концентрация компонентов (полимера и солей Al) в цикле Сср. Поскольку скважина одна, закачка осуществляется напрямую в скважину с устья без разбавления состава, а расход закачиваемого в скважины состава (приемистость скважины q) равен производительности установки q=Qуст. Отметим, что при закачке в группу скважин с БГ суммарная приемистость всех скважин больше производительности установки (Qскв>Qуст) вследствие разбавления приготовленного состава.

Задаются временные параметры цикла: общая продолжительность цикла - tц, продолжительность закачки порции полимера - tп, продолжительность закачки порции соли алюминия - tAl и буфера воды - tв в соответствии с формулой [1]

tц=tп+tAl+2tв.

В течение цикла в скважины закачивается объем флюидов (объем цикла), равный

Vц=q·tц,

и состоящий: из объема порции полимера Vп=q·tп;

из объема порции соли алюминия VAl=q·tAl;

и 2-х объемов порции воды Vв=q·tв,

то есть имеем равенство [3]

Vц=Vп+VAl+2Vв,

которое получается также при умножении левой и правой части уравнения [1] на q.

Приготовление и закачка состава осуществляются с помощью существующих установок, имеющих производительность 144-240 м3/сут. В этом случае - при закачке с устья в одну скважину - вода с водовода, идущего с БГ 3 КНС на скважину, подается на установку для приготовления состава.

По средней концентрации компонентов в цикле Сср (выбрана на стадии проектирования работ) рассчитывается концентрация закачиваемых в скважину порций компонентов цикла Сскв по формуле [6]

Ссквср·tц/tк.

Из уравнения баланса массы компонентов в цикле

Суст·Qуст·tкср·q·tц

или

Cуст=Cср·q·tц/Qуст·tк.

Учитывая, что при закачке в одну скважину с устья приемистость скважины равна производительности установки q=Qуст, имеем формулу:

Кроме того, эта формула справедлива для варианта, когда закачку по предлагаемому способу осуществляют установкой (или несколькими установками) в одну или группу нагнетательных скважин с БГ напрямую по усам в скважины без дозирования (разбавления) состава в воду, закачиваемую с КНС в скважины (закачка воды в эти скважины с КНС отключается), т.к. в этом случае производительность установки или нескольких установок равна суммарной приемистости скважин Qуст.=Qскв.

При закачке с БГ напрямую (без разбавления водой с КНС) в одну или группу скважин состав готовится на установке как при закачке в группу скважин в соответствии с п.1.1-1.3. Приготовленные порции компонентов (полимера и Al) и воды закачиваются из емкости 10 одним из насосов высокого давления 13 установки через задвижки 16 трубопровода 14 по усам 15 в скважины. При этом задвижки 18, через которые поступает вода с КНС на скважины, закрыты.

При закачке в одну скважину с устья на схеме отсутствует БГ 3 (точнее он не нужен и его на практике не бывает). Приготовленные порции компонентов (полимера и Al) и воды закачиваются из емкости 10 одним из насосов высокого давления 13 установки через трубопровод 14 напрямую в скважину.

Для осуществления работ по предлагаемому способу в качестве полимера применяются: ПАА, или полисахарид, или эфиры целлюлозы.

В качестве солей алюминия используются сернокислый алюминий, полиоксихлорид алюминия, алюмокалиевые квасцы, алюмоаммонийные квасцы (A2(SO4)3·8H2O; AlCl3·6Н2O; AlK(SO4)2·12H2O; Al(NH4)(SO4)2·12H2O).

В скважину и пласт за цикл закачивается состав при среднем значении компонентов в цикле, мас.%:

полимер 0,005-0,5
соль алюминия 0,00075-0,15
вода остальное.

Для приготовления состава используется вода техническая минерализацией 0,5 г/л и сточная или пластовая минерализацией до 280 г/л из системы ППД.

Пример 1. Закачка с устья в одну скважину.

Участок с нагнетательной скважиной и четырьмя добывающими скважинами расположен на залежи №9 Ромашкинского месторождения, эксплуатационным объектом которого являются терригенные коллектора бобриковского горизонта, залегающие на глубине 1180 м. Средняя толщина пласта - 5,3 м, средние пористость, проницаемость 20,9% и 0,622 мкм2, соответственно. Вязкость нефти в пластовых условиях - 20 мПа·с, плотность закачиваемой воды 1,062 г/см3. Суточная добыча нефти по добывающим скважинам участка составляла 13,8 т при средней обводненности добываемой продукции 75%. Начальная приемистость 160 м3/сут.

При проведении опытно-промышленных работ использовали полиакриламид (ПАА) марки ДР 9-8177 с молекулярной массой 6,7 млн. ед., а в качестве солей алюминия - сернокислый алюминий (сульфат алюминия) в соответствии с ГОСТ 12966-85.

Приготовление и дозировка состава производилась с помощью установки УДР-32М производительностью Vуст=144 м3/сут (6 м3/ч).

В нагнетательную скважину запланировано закачать 1000 м3 состава со средней концентрацией ПАА - 0,0 5% и соли алюминия - 0,015% циклами: порция суспензии полиакриламида (ПАА) Vп=6 м3 (tп=60 мин=1 ч) - порция (буфер) воды Vв=1,5 м3 (tв=15 мин=0,25 ч) - порция раствора алюминия VAl=6 м3 (tAl=60 мин=1 час) - порция воды Vв=1,5 м3 (tв=15 мин=0,25 ч) с общим объемом флюидов в цикле 15 м3 и продолжительностью цикла tц=150 мин=2,5 ч.

Порядок закачки следующий.

По средней концентрации в цикле по формуле [8] рассчитываются концентрация приготовленных на установке порций компонентов (ПАА - Сп уст и соли алюминия CAl уст) и закачиваемых в скважины с такой же концентрацией порций компонентов (ПАА - Сп скв и соли алюминия CAl скв)

Сп устп сквп cр·tц/tп=0,05·2,5/1=0,125%;

CAl уст=CAl сквAl cр·tц/tAl=0,015·2,5/1=0,0375%.

Приготовленные с такими концентрациями компонентов порции цикла периодически закачиваются установкой в скважину с порциями воды вслед за ними.

Закачка состава ведется с постоянным расходом 144 м3/сут (6 м3/ч). Всего было проведено 72 (1080 м3: 15 м3/цикл) цикла закачки состава в течение 7,5 сут. В процессе закачки давление увеличилось на 35%, а приемистость скважины после закачки уменьшилась на 33,3% (106,7 м3/сут при 6,0 МПа) при равных давлениях. Результаты показаны в таблице 2.

Таблица 2
Объем закачки, м3 Концентрация реагентов,
вес.%
До закачки
состава
После закачки состава Снижение приемистости, %
Средняя
в цикле
В порциях цикла
ПАА Al ПАА Al Приемистость, м3/сут Давление, МПа Приемистость, м3/сут Давление, МПа
1080 0,05 0,015 0,125 0,0375 160 6,0 144 8,1 33,3

За время проявления технологического эффекта дополнительная добыча нефти составила 1860 т при снижении обводненности на 5,3%

Пример 2. Закачка с БГ в 5 скважин.

Участок с 5-ю нагнетательными скважинами и 19-ю добывающими скважинами расположен в пределах второго блока Акташской площади Ромашкинского месторождения, эксплуационным объектом которого является пласт Д0 девонского горизонта, залегающий на глубине 1600 м. По своему строению пласт неоднородный: толщина меняется в пределах 4,3-7,4 м; пористость - 18,9-23,7%; проницаемость - 0,4-1,32 мкм2. Вязкость нефти составляет 4,0 мПа·с. Суточная добыча нефти по участку составляет 50 т при средней обводненности 92%.

При проведении опытно-промышленных работ использовали полиакриламид марки ДП9-8177 с молекулярной массой 6,7 млн. ед., а в качестве солей алюминия: - полиоксихлорид алюминия (ПОХА) марки «Аква-Аурат-30» (ТУ-6-09-05-1456-96).

Приготовление и дозировка состава производились с помощью установки КУДР-1 производительностью Vуст=240 м3/сут(10 м3/ч).

Запланированные и фактические объемы закачки и концентрации реагентов по нагнетательным скважинам представлены в таблице 3. Там же дана начальная приемистость скважин, которая изменяется от 210 до 450 м3/сут.

Таблица 3
Объем закачки, м3 Средняя концентр. реагентов в цикле, вес.% Концентр. реагентов в порциях цикла, вес.% До закачки состава После закачки состава Снижение приемистости, % Продолжительность закачки, сутки
План Факт ПАА Al ПАА Al Приемист., м3/сут Давление, МПа Приемист., м3/сут Давление, МПа
1 1600 1540 0,15 0,03 0,36 0,072 450 10,7 240 12,0 52,4 5,0
2 1400 1470 0,15 0,03 0,36 0,072 410 10,5 190 11,8 58,7 5,0
3 1200 1050 0,15 0,03 0,36 0,072 350 11,0 174 12,3 55,7 4,0
4 1000 1240 0,1 0,02 0,24 0,048 250 10,3 160 11,5 42,8 4,7
5 900 820 0,1 0,02 0,24 0,048 210 10,0 140 11,1 40,0 4,7
6100 6120 9,7

Ввиду существенного различия в приемистости скважин закачка состава осуществлялась в 2 этапа. На первом этапе производилась закачка в наиболее принимающие скв. 1, 2, 3 со средней концентрацией закачиваемых порций в циклах: ПАА - 0,15%; Al - 0,03%. На втором этапе средняя концентрация закачиваемого состава в циклах в скв.4,5 составляла: ПАА - 0,1%; Al - 0,02%.

Выбираются временные параметры цикла: продолжительность закачки порции полимера - tп=50 мин=0,833 ч, продолжительность закачки порции соли алюминия - tAl=50 мин=0,833 ч и продолжительность закачки порции воды - tв=10 мин=0,167 ч при общей продолжительности цикла: tц=tп+tAl+2tв=120 мин=2 ч.

Первый этап.

Закачка в первоочередные три скважины (скв. 1, 2, 3) в течение 5 сут

Суммарная начальная суммарная приемистость 3-х скважин - Vскв=1210 м3/сут (50,4 м3/ч)

По заданной (выбранной на стадии проектирования) средней концентрации закачиваемых компонентов состава в скважины (полиакриламида Сп ср=0,15% и соли алюминия CAl ср=0,03%) и по временным параметрам цикла (tп=tAl=0,833 ч; tв=0,167 ч; tц=1 ч) по формуле [5] рассчитывается концентрация закачиваемых в скважины порций компонентов в цикле (полиакриламида - Сп скв и соли алюминия - CAl скв)

Сп сквп ср·tц/tп=0,15·2/0,833=0,36%;

CAl скв=CAl cp·tц/tAl=0,03·2/0,833=0,072%.

Концентрация приготовленных на установке порции ПАА (Сп уст) и порции соли Al (CAl уст) определяется по формуле [7] и в начале закачки в 3 скважины составляет

Сп уст.п скв·Qскв/Qуст=0,36·50,4/10=1,81%;

CAl уст=CAl скв·Qскв/Qуст=0,072·50,4/10=0,363%.

В дальнейшем, регулярно, с изменением (уменьшением) суммарной приемистости работающих скважин Vскв, концентрации приготовленных на установке порций ПАА и соли Al корректируются путем пересчета по формуле [7]. При этом концентрации порций ПАА и Al, поступающих в скважины, сохраняются постоянными и равными, соответственно, Сп скв=0,36%; CAl скв=0,072%.

Приготовленные на установке порции ПАА и соли Al периодически, в соответствии с циклами, насосом высокого давления подаются в воду, закачиваемую с КНС по усам в скважины, разбавляются ею и поступают в скважины порциями с концентрацией компонентов Сп скв=0,36%; CAl скв=0,072%.

Через 4 суток приемистость скв. 3 снизилась с 350 до 174 м3/сут. Скважина отключена от закачки состава ввиду снижения приемистости до величины, необходимой для последующего заводнения. Закачка в скв. 1 и скв. 2 закончена через 5 суток (120 ч) также по достижении необходимого снижения приемистости, соответственно, до 240 и 190 м3/сут.

На первом этапе проведено 60 (120 ч: 2 ч/цикл) циклов закачки состава и в три скважины закачано 4060 м композиции.

Второй этап. Закачка состава в скв. 4 и скв. 5 в течение 4,7 сут.

Начальная суммарная приемистость 2-х скважин - Vскв=460 м3/сут (19,2 м3/ч)

По заданной (выбранной на стадии проектирования) средней концентрации закачиваемых компонентов состава в скважины (ПАА - Сп ср=0,1% и соли Al - CAl ср=0,02%) и по временным параметрам цикла (tп=tAl=0,833 ч; tв=0,833 ч; tв=1 ч) по формуле [5] рассчитывается концентрация закачиваемых в скважины порций компонентов в цикле (ПАА - Сп скв и соли Al - CAl скв.)

Сп сквп ср·tц/tп=0,1·2/0,833=0,24%;

CAl скв=CAl cp·tц/tAl=0,02·2/0,833=0,048%.

Концентрация приготовленных на установке порций ПАА и соли А1 определяется по формуле [7] и в начале закачки в 2 скважины составляет

Сп устп скв·Vскв/Vуст=0.24·19,2/10=0,46%;

CAl уст=CAl скв·Vскв/Vуст=0,048·19,2/10=0,092%.

В дальнейшем регулярно, с изменением (уменьшением) суммарной приемистости Vскв. работающих скважин, концентрации приготовленных на установке порций ПАА и соли Al корректируются путем пересчета по формуле [7]. При этом концентрации порций ПАА и соли Al, поступающих в скважины, сохраняются постоянными и равными, соответственно, Сп cкв=0,24%; CAl скв=0,048%.

Приготовленные на установке порции ПАА и соли Al периодически, в соответствии с циклами, насосом высокого давления подаются в воду, закачиваемую с КНС по усам в скважины, разбавляются ею и поступают в скважины с концентрацией компонентов Сп скв=0,24%; CAl cкв=0,048%. За порциями ПАА и соли Al закачиваются порции воды.

Через 4,7 сут (112,8 ч) после начала закачки на втором этапе ввиду снижения приемистостей до значений, необходимых для последующего заводнения, скв. 4 и 5 отключены от закачки, и технологический процесс закачки состава был прекращен. На втором этапе проведено 56 (112,8:2) циклов закачки состава в две скважины и закачано 2060 м3 композиции.

Общая продолжительность закачки составила 9,7 суток (на 1-ом этапе - 5 сут; на 2-ом этапе - 4,7 сут.

Результатом закачки состава является снижение приемистости скважин на 40-58,7% при повышении давлении нагнетания на 1,1-1,3 МПа. Это свидетельствует об увеличении фильтрационного сопротивления пласта за счет снижения проницаемости наиболее проницаемых интервалов пласта и подключении в работу ранее не охваченных заводнением пропластков.

После проведения закачки добыча нефти по скважинам участка увеличилась с 50 до 66,5 т/сут при снижении средней обводненности с 92 до 86,7%. Дополнительная добыча нефти за время проявления эффекта составила 11800 т.

При проведении процесса по предлагаемому способу (пример 2) в 5 скважин в течение 9,7 сут закачано 6120 м3 состава. Для приготовления и дозировки состава использовалась установка «Бейкер» производительностью 240 м3/сут. По прототипу закачка состава осуществляется с устья по отдельности в каждую скважину. В случае применения той же установки для приготовления и закачки 6120 м3 такого же состава по отдельности в каждую скважину по прототипу с устья потребовалось бы время 25,5 сут (6120:240), т.е. в 2,6 раза больше, чем в рассмотренном примере. Кроме того, необходимо время на демонтаж оборудования, его транспортировку и монтаж при переходе с одной скважину на другую.

В предлагаемом способе распределение объемов закачки по скважинам отличается от плановых, которые закачиваются по прототипу (таблица 4). Технология воздействия на нефтяной пласт путем одновременной закачки в группу скважин намного эффективнее, чем обработка отдельных скважин по прототипу, так как обеспечивает саморегулированое поступление состава в пласт через систему поддержания пластового давления. Это достигается тем, что количество состава, попадающего в пласт через конкретную нагнетательную скважину, пропорционально ее приемистости. Следовательно, в наиболее высокопроницаемые и обводнившиеся зоны пласта поступит большее количество состава, чем в нефтенасыщенные и мало дренированные зоны. Отсюда видно технологическое преимущество предлагаемого способа, которое состоит в том, что при одновременной закачке состава в группу скважин происходит оптимальное регулирование охвата пласта заводнением после его закачки за счет естественного распределения объемов закачиваемого состава по обрабатываемому участку.

Применение предлагаемого способа позволяет достигнуть более эффективного регулирования проницаемости пласта путем закачки состава в виде циклов закачек порций полимера, порций солей алюминия с буфером воды в скважину или группу нагнетательных скважин, что ведет к перераспределению фильтрационного потока вытесняющей нефть жидкости и к повышению коэффициента нефтевытеснения, снижению материальных и энергетических затрат более чем в два раза.

1. Способ регулирования заводнения неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт полимера в воде и раствора соли алюминия с буфером воды между ними, отличающийся тем, что объем закачиваемого полимера в воде, используемого в виде суспензии, и раствора соли алюминия разбивают на равные порции не менее двух и объемом 3-50 м3, которые закачивают последовательно циклами с закачкой буфера воды между ними, составляющего 10-100% от объема порции каждого для исключения их перемешивания при закачке по трубам и регулирования расстояния их перемешивания от скважины в пласте.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку циклами осуществляют совместно в группу нагнетательных скважин с одного блока гребенки кустовой насосной станции, при этом на установке готовятся порции указанных суспензии и раствора с концентрацией, определяемой по формуле
Сустскв·Vскв/Vуст,
где Сскв - концентрация полимера или соли алюминия в порции суспензии или раствора, закачиваемой скважину, кг/м3;
Суст - концентрация полимера или соли алюминия в порции суспензии или раствора, приготовленной на установке, кг/м3;
Vскв - суммарная приемистость работающих скважин, м3/сут;
Vуcт - производительность установки, м3/сут,
которые дозируются в воду, идущую с кустовой насосной станции - КНС в скважины, разбавляются ею и поступают в пласт при необходимой концентрации.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к извлечению сырой нефти из подземной формации. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых в режиме заводнения. .

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит скважина. .

Изобретение относится к композиции, подходящей для использования при обработке подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может использоваться при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине.

Изобретение относится к обработке несущих углеводород геологических формаций. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при оценке эффективности растворителей органических отложений на стенках нефтедобывающих скважин.

Изобретение относится к обработке подземных пластов
Изобретение относится к разработке залежи нефти, характеризующейся геологической неоднородностью ее коллектора
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для нефтеотдачи

Изобретение относится к жидкостям, обладающим способностью снижать гидродинамическое трение, и их использованию на месторождениях нефти
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам для извлечения нефти растворами биополимеров, и может найти применение при разработке нефтяных залежей на поздней стадии и содержащих малоактивную нефть повышенной вязкости
Изобретение относится к усилению образования тонкоизмельченного продукта, снижению расклинивающего обратного потока и консолидированию частей в подземной формации

Изобретение относится к композициям для использования внутри скважин подземного пласта, содержащего нефть и/или газ, и способам их использования

Изобретение относится к обработке скважин

Изобретение относится к дезинфекции обрабатываемых флюидов, используемых при операциях в стволе скважины
Наверх