Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине



Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине

 


Владельцы патента RU 2610961:

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

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для приготовления состава используют следующие реагенты:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Способ осуществляют в следующей последовательности.

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

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

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

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

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

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

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

Пример конкретного выполнения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



 

Похожие патенты:

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к области бурения и заканчивания скважин. Компоновка со счетчиком для селективного захвата пробок включает в себя управляемый компонент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для скважинной селекции флюида. Система содержит селектор флюида, осуществляющий выбор, через какой из множества выходных проточных каналов протекает многокомпонентный флюид, причем этот выбор основан на направлении потока многокомпонентного флюида через селектор флюида, и это направление зависит от типа флюида в многокомпонентном флюиде.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может быть использовано при освоении и эксплуатации метаноугольных скважин с использованием автоматического управления процессами.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки, а именно к эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин.

Изобретение относится к оборудованию для заканчивания нефтяных и газовых скважин, в частности для регулирования притока скважинной жидкости на отдельном участке ствола скважины.

Изобретение относится к оборудованию для добычи и увеличения производства неочищенной нефти и газа. Оборудование содержит: соединительный блок, соединенный с главным поршневым штоком, при этом главный поршневой шток выполняет возвратно-поступательные движения внутри главного цилиндра; поршневой блок, соединенный с соединительным блоком, при этом поршневой блок движется в соединении с главным поршневым штоком, чтобы добывать дополнительное количество добываемых объектов; цилиндровый блок создает давление для поднятия добываемых объектов на земную поверхность, когда поршневой блок выполняет возвратно-поступательные движения внутри поршневого блока; и блок снабжения, управляющий процессом транспортировки добываемых объектов, поднимая добываемые объекты на земную поверхность, когда поршневой блок движется вверх, и транспортируя добываемые объекты к хранилищу, когда поршневой блок движется вниз.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.
Наверх