Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах



Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах

 


Владельцы патента RU 2597593:

Мухамедьянов Фарит Фазитович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - повышение технологичности применения полимерных композиций, а образованный гель в меньшей степени подвержен деструкции. Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит снять ограничения по использованию полимерных гелеобразующих составов на месторождениях с минерализованными водами, повысить их эффективность. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида и сшивателя, где указанный раствор готовят на пластовой воде с последовательным введением едкого натра до рН=8,0, натрия углекислого кислого в количестве 2,48 мас.%, дополнительно в воду добавляют комплексон-трилон Б в количестве 0,1-5,0 мас.%, затем полиакриламид в количестве 0,2-3,5 мас.%, ацетат хрома в количестве 0,47 мас.%. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах. Возможно применение для скважин с любой геометрией.

Проблема изоляции и ограничения водопритока остается весьма актуальной. Сегодня существует бесчисленное множество приемов по ограничению воды в продуктивных пластах - от относительно простых до сложных и затратных.

Наиболее рентабельными являются химические методы, воздействующие на водонасыщенные интервалы нефтенасыщенного коллектора и сохраняющие проницаемость для нефти. Эффективность применяемой технологии зависит от способов ее реализации и правильно выбранного тампонажного материала.

Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых промытых пластах высокоэффективны составы на основе водных растворов гелеобразующих реагентов. В поверхностных условиях это маловязкие растворы, способные избирательно фильтроваться в обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, создавая искусственные гелеобразные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод.

Гелеобразующие растворы могут быть закачаны в добывающие скважины для ограничения попутной воды и в нагнетательные с целью перераспределения потоков. Традиционная схема применения: в пласт нагнетают водный раствор гелеобразующих веществ и оставляют в покое для формирования геля в поровом пространстве обрабатываемой зоны.

Известен способ изоляции водопритоков с помощью щелочных силикагелей на основе водных растворов силикатов щелочных металлов. Регулятором гелеобразования выступают порода, пластовая температура и соляная кислота (RU 2065442, кл. 20.08.96).

Недостатком способа является обязательное наличие больших объемов пресной воды. Приготовление закачиваемых композиций, закачка предоторочки и продавка состава в пласт должны осуществляться непременно с использованием пресной воды, что не всегда возможно в промысловых условиях.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт гелеобразующего состава на основе солей алюминия и карбамида (RU №2120544, 20.10.1998.).

Недостатком данного способа является низкие прочностные характеристики геля, что снижает эффективность изоляции в целом. Кроме того, подобные реагенты рекомендованы при повышенных пластовых температурах, что ограничивает их область применения.

Наиболее эффективными являются способы, включающие закачку в пласт составов на основе водорастворимых синтетических полимеров.

Так, известен способ разработки нефтяного пласта, основанный на закачке водного раствора анионного полимера и солей поливалентного катиона (RU 2167281, 04.08.1999).

Известен состав, включающий закачку полиакриламида и трехвалентного хрома (RU 2186393, 24.07.2000).

Недостаток способов заключается в низкой эффективности технологии, так как закачка растворов производится без учета комплекса технологических свойств полимеров: времени гелеобразования и начального градиента сдвига. Не рассчитывается и оптимальный объем закачиваемых композиций, что приводит к созданию недостаточного объема гелевого экрана и снижению эффективности технологии в целом.

Наиболее эффективными можно признать способы полимерного заводнения, в которых проводится предварительное исследование физических характеристик и расчет необходимых объемов закачиваемых композиций.

Известен способ выбора гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ (RU 2496818, 30.12.2011).

Положительно то, что способ осуществляется с учетом характеристик пласта и конкретной скважины, закачку гелеобразующих растворов проводят на основании предварительно определенных свойств полимеров: динамической вязкости, времени гелеобразования, статического напряжения сдвига и расчета начального градиента давления. Это позволяет правильно выбрать концентрации полимера и сшивателя в растворе, время закачки и объем полимерной композиции.

Недостаток способа в том, что не учитывается качество воды растворения полимера, что в некоторых случаях приводит к снижению прочности образующегося геля и его преждевременной деструкции, что делает невозможным создание долговременного барьера на пути фильтрации воды.

Наиболее близким к заявляемому решению является способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и ацетата хрома, причем указанный раствор готовят на пластовой воде с добавлением едкого натра до рН 8,0 и дополнительно натрия углекислого кислого в количестве 2,48 мас.% и дозировкой полиакриламида в количестве 1,33 мас.% и ацетата хрома в количестве 0,47 мас.% (RU 2352771, 20.04.2009).

Недостатком вышеуказанного способа является недостаточно широкая область применения, ограниченная минерализацией вод растворения.

Задачей предлагаемого изобретения является снятие ограничений по использованию минерализованных вод для приготовления и закачки гелеобразующих растворов, создание в пластовых условиях стабильной во времени гелеобразующей оторочки с высоким уровнем гидродинамических сопротивлений.

Поставленную задачу решает предлагаемый способ, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и ацетата хрома, причем указанный раствор готовят на пластовой воде с последовательным введением едкого натра до рН=8,0, натрия углекислого кислого в количестве 2,48 мас.%, отличающийся тем, что дополнительно в воду добавляется комплексон-трилон Б в количестве 0,1-5,0 мас.%, полиакриламид в количестве - 0,2-3,5 мас.%, и ацетат хрома в количестве 0,47 мас.%.

Отличительным признаком заявляемого способа от прототипа является введение в воду растворения комплексона трилона Б, а также иное количественное содержание в растворе полиакриаламида.

Оптимальный состав закачиваемой полимерной композиции определяется с учетом кинетики растворения, гелеобразования в конкретных пластовых условиях и определения стабильности полимерного геля во времени.

В случае обработки высокопроницаемых пластов изолирующий состав дополнительно может содержать различные минеральные наполнители до 10,0 мас.%.

Для приготовления состава по заявляемому способу применяют следующие реагенты: ПАА DP9-8177 (ТУ 2458-001-82330939-2008), ацетат хрома (ТУ 2499-001-50635131-00), гидроксид натрия (ГОСТ 2263-79), натрий углекислый кислый (ГОСТ 2156-76), трилон Б (ГОСТ 10652-73).

При приготовлении полимерных композиций по заявляемому способу могут быть использованы полиакриаламиды или их смеси, по физико-химическим свойствам сопоставимые с исследованным DP9-8177.

Для растворения полимеров на промысле обычно используют пластовую воду, поэтому степень минерализации воды имеет огромное значение. Наиболее критическим фактором при этом является содержание солей двухвалентных катионов (жесткости).

Высокая жесткость минимизирует свойство молекул полимера отталкиваться, разворачиваться, что снижает эффективность его применения, должного нарастания вязкости рабочего раствора не происходит. Увеличивается время растворения и структурирования полимера, что приводит к дополнительным энергозатратам и к длительному простою скважин. Образованный в таких условиях гель менее стабилен и в большей степени подвержен размытию и деструкции.

Трилон Б (динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты) образует устойчивые водорастворимые комплексы с большинством катионов. Добавление этого комплексона экранирует, уменьшает негативное воздействие солей жесткости на молекулы полимера, снижая общую зависимость технологии от минерализации вод. Кроме того, это очень доступный и недефицитный реагент.

Для подтверждения возможности осуществления предлагаемого изобретения в лабораторных условиях были проведены исследования по определению времени растворения и гелеобразования полимера с долговременной оценкой стабильности полимерного геля.

Тестирование проводили по общепринятым методикам.

Деструкция геля оценивалась визуально. Наблюдения проводились в течение года.

Приготовление рабочих растворов проводили последовательным введением в минерализованную воду щелочи до рН=8,0, соды, комплексона, полимера и ацетата хрома.

Время растворения полимера фиксировали от момента введения полимера в воду до его полного растворения. Время гелеобразования определяли с момента смешения полимерного раствора с ацетатом хрома (сшивателем) до потери подвижности геля. Растворение полимера проводили на пластовой водах Ивинского и Ульяновского месторождений, стабильность геля определяли при пластовой температуре этих месторождений - 24+/-1°С.

Результаты анализа воды представлены в таблице 1.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Анализ лабораторных исследований позволяет сделать вывод о том, что полимерные растворы, приготовленные на минерализованных водах, предварительно подготовленных и содержащих комплексон, связывающий соли жесткости, обладает лучшими технологическими характеристиками в сравнении с прототипом. Деструкция полимерного геля замедлена, гели более стабильны во времени.

Увеличение содержания полимера в растворе приводит к увеличению вязкости раствора, что исключает применение стандартного оборудования, а уменьшение ниже заявляемого количества полимера снижает эффективность технологии в целом.

Количество вводимого комплексона - трилона Б определяется экспериментально и зависит от типа и состава пластовых вод конкретного месторождения. Например, для Ивинского месторождения с минерализацией вод - 220 г/л можно рекомендовать составы 5-7 (табл. 2). Для Ульяновского месторождения с минерализацией вод 160 г/л составы 12-14 (табл. 2).

Полимерные композиции по заявляемому способу более технологичны - сокращено время растворения и гелеобразования состава, а образованный гель в меньшей степени подвержен деструкции, более стабилен.

Применение предлагаемого способа в нефтяной промышленности позволит снять ограничения по использованию полимерных гелеобразующих составов на месторождениях с минерализованными водами (Поволжье, Казахстан и др.) и повысить эффективность разработки пластов в целом. Полимерный состав по предлагаемому способу может применяться в скважинах любой геометрии.

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и сшивателя, причем указанный раствор готовят на пластовой воде с последовательным введением едкого натра до рН=8,0, натрия углекислого кислого в количестве 2,48 мас.%, отличающийся тем, что дополнительно в воду добавляется комплексон-трилон Б в количестве 0,1-5,0 мас.%, полиакриламид в количестве 0,2-3,5 мас.% и ацетат хрома в количестве 0,47 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяных залежей. По способу осуществляют бурение на залежи с водонефтяными зонами системы добывающих скважин. Эти скважины в верхней части продуктивного пласта перфорируют для отбора продукции. Разработку проводят в залежах с антиклинальной структурой, представленных терригенным типом коллектора, в порах которых имеются мелкодисперсные глинистые частицы и не менее 50% данных частиц относятся к каолинитным глинам. После обводнения более чем на 98% одной или нескольких скважин первого ряда, расположенных ближе всего к водонефтяному контакту, в них закачивают модифицированную воду - воду, в которой концентрация NaCl составляет не более 5 г/л и ее воздействие на данный коллектор снижает фазовую проницаемость по воде не менее чем в 5 раз. Закачку ведут в течение 3-10 суток с расходом 0,1-0,8 от максимальной приемистости данных скважин. После этого указанные скважины первого ряда останавливают. В соседние добывающие скважины второго ряда, расположенные выше по структурным отметкам, закачивают модифицированную воду в течение 5-15 суток с расходом не более 0,1 от максимальной приемистости данных скважин. Затем через 1-10 суток пускают скважины второго ряда в добычу. Процессы закачки модифицированной воды повторяют последовательно в направлении от минимальных структурных отметок к максимальным при обводнении соответствующих скважин. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей. Способ включает выбор добывающей скважины и ближайшей к ней нагнетательной скважины, являющейся причиной обводнения добывающей скважины. Осуществляют закачку в скважины состава для ограничения водопритока для ликвидации зон прорыва воды. Закачивают воду в нагнетательную скважину и отбирают продукцию из добывающей скважины. В качестве состава для ограничения водопритока используют модифицированную воду - воду, концентрацию и ионный состав растворенных солей которой определяют по лабораторным исследованиям снижения проницаемости керна данного пропластка не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре и скорости прокачки не менее 5 мл/мин. При этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей в призабойной зоне добывающей скважины при реакции модифицированной воды со сточной водой пропластка. В добывающей скважине определяют обводненность каждого пропластка. В нагнетательную и добывающую скважины спускают колонну труб с пакерами и изолируют данными пакерами пропласток с максимальной обводненностью от остальных пропластков. Закачивают в изолированный пропласток через нагнетательную скважину модифицированную воду с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости пропластка. При этом забойное давление в добывающей скважине снижают до 0,9-1,0 от давления насыщения. Закачку ведут до снижения обводненности пропластка до 0,8-1,2 от обводненности пропластка с минимальной обводненностью. После этого через нагнетательную скважину в рассматриваемый пропласток закачивают водный раствор хлора из расчета 20-100 м3 на 1 м эффективной толщины пропластка. В первые 10-50 м3 закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы отложения солей. Аналогичную операцию по последовательной закачке модифицированной воды и водного раствора хлора проводят на остальных пропластках кроме пропластка с минимальной обводненностью. После этого скважины переводят в обычный режим эксплуатации. Вышеупомянутые мероприятия повторяют с периодичностью 0,5-2 года. 2 пр., 1 табл., 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3. По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи. 2 н.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
Наверх