Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин
Владельцы патента RU 2648399:
Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" (KZ)
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов. Технический результат - повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин за счет усиления сцепления горной породы с полимером и соответственно повышения фактора остаточного сопротивления. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающем закачку в нагнетательную скважину водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30% и ацетат хрома, и добычу нефти через добывающие скважины, до закачки указанного раствора закачивают на минимальной скорости оторочку водного раствора ацетата хрома с концентрацией не выше 0,1% в объеме, равном объему указанного раствора, а после закачки указанного раствора закачивают воду для проталкивания его на требуемую глубину и оставляют скважину на реакцию. 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, частности к способам повышения нефтеотдачи путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов.
Существует способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в пласт через нагнетательную скважину оторочек сшитых полимерных составов (СПС), содержащих в своем составе полиакриламид и ацетат хрома в качестве сшивателя, при котором гелеобразование происходит в пласте.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, в котором используются гелеобразующие составы на основе полиакриламида и сшивателя (RU 2424426, 20.07.2011). Повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами осуществляется путем усовершенствования гелеобразующих составов введением дополнительного компонента состава - оксида магния, улучшающего технологические свойства состава. Известный способ неэффективен на нефтяных месторождениях с карбонатными и терригентными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.
Известен способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полиакриламида, сшивателя и воды, включающий предварительный выбор полиакриламида по его молекулярным характеристикам на основе экспериментальных исследований и с последующим определением характеристик гелеобразующего состава на основе полиакриламида и сшивателя (RU 2272899, 27.03.2006). Данный способ обладает преимуществом в стабильности и прочности создаваемого геля, возможности управления кинетикой гелеобразования, селективностью процесса при обработке неоднородных по проницаемости пластов. Однако известный способ недостаточно эффективен при использовании его в карбонатных коллекторах и терригенных с повышенным содержанием карбонатов.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в нагнетательные скважины раствора сшивающегося полимерного состава на основе полиакриламида и ацетата хрома, остановку скважины на время гелеобразования и упрочнения геля с последующим запуском скважины под нагнетание водой и добычу нефти через добывающие скважины (И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. г. Самара: Самарский университет, 2000, с. 76-102). Способ эффективен в поровых терригенных коллекторах. Однако авторы публикации (В.Н. Абрамов, Н.И. Акимов, И.Л. Манахова. Анализ результатов накопленного опыта при реализации технологии циклической закачки СПС в различных геолого-физических условиях. НТЖ "Интервал", 2003, №12, с. 41-45) отмечают снижение эффективности способа при использовании его в карбонатных коллекторах и объясняют снижение эффективности известных технических решений недостаточным сцеплением полимера с поверхностью горной породы без предварительной обработки поверхности.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является известный способ разработки проницаемостно-неоднородных карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов, включающий закачку в скважину сшитого полимерного состава на основе полиакриламида и добычу нефти через добывающие скважины, закачку осуществляют в нагнетательную и/или добывающую скважину, используют полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30%, до и после закачки указанного состава закачивают оторочки смеси кислоты с поверхностно-активным веществом ПАВ при их расходе 45:10 соответственно, причем оторочку смеси кислоты с ПАВ, закачиваемую до закачки указанного состава, и указанный состав закачивают на минимальной скорости закачки, останавливают скважину на реакцию, оторочку смеси кислоты с ПАВ, закачиваемую после закачки указанного состава, закачивают на максимальной скорости закачки и останавливают скважину на реакцию (RU 2276257, 10.05.2006). Способ эффективен за счет усиления сцепления горной породы с полимером и, соответственно, повышения фактора остаточного сопротивления. Недостатком способа является повышенная трудоемкость процесса приготовления и закачки составов, удорожание технологии из-за многокомпонентности составов.
Цель данного изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа воздействия на карбонатный и терригенный пласт с повышенным содержанием карбонатов, заключающееся в улучшении технологии воздействия, направленной на усиление сцепления горной породы с полимером и соответственно повышение остаточного фактора сопротивления, упрощение технологии процесса закачки и снижение стоимости технологии за счет уменьшения компонентов, применяемых при воздействии на пласт.
Поставленная цель достигается тем, что в способе выравнивания профиль приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающем закачку в нагнетательную скважину водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30% и ацетат хрома, до закачки указанного раствора закачивают на минимальной скорости оторочку водного раствора ацетата хрома с концентрацией не выше 0,1% в объеме, равном объему указанного раствора, а после закачки указанного раствора закачивают воду для проталкивания его на требуемую глубину и оставляют скважину на реакцию.
В предлагаемом техническом решении предоторочка водного раствора ацетата хрома обеспечивает обновление обрабатываемой поверхности за счет частичного растворения карбонатной породы кислым раствором ацетата хрома и появления новых активных адсорбционных центров. При этом сохраняется баланс соотношения компонентов в закачиваемом растворе сшивающегося полимерного состава, так как не происходит расходование ацетата хрома, входящего в сшивающийся полимерный состав, на реакцию с породой.
В проведенных фильтрационных экспериментах по закачке одного и того же водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома (в качестве сшивателя) в соотношении 10:1, в насыпные керны с различным качественным составом породы одной проницаемости, при одинаковых факторах сопротивления при закачке (RF) получаются разные и сильно отличающиеся остаточные факторы сопротивления после выдержки на гелеобразование (RFост). Причем отмечено, что чем больше карбонатной составляющей содержит порода керна, тем меньше величина остаточного фактора сопротивления. Эксперименты с предварительной обработкой керна раствором ацетата хрома дают более высокие значения величин остаточных факторов сопротивления. Эти эксперименты подтверждают выводы о снижении эффективности способа воздействия на пласт сшитыми полимерными составами, содержащими полиакриламид и ацетат хрома в качестве сшивателя в карбонатных коллекторах и терригенных с повышенным содержанием карбонатов (более 5%) из-за недостаточного сцепления полимера с поверхностью горной породы без предварительной обработки поверхности.
Способ осуществляется в следующей последовательности операций.
1. На скважине готовится раствор ацетата хрома с заданной концентрацией и закачивается через нагнетательную скважину в пласт в объеме, равном объему раствора сшивающегося полимерного состава, планируемого к закачке. Раствор ацетата хрома закачивается с возможной минимальной скоростью для полноты реакции взаимодействия с породой пласта.
2. Закачивается раствор сшивающегося полимерного состава, проталкивается в пласт водой.
3. Скважина оставляется на гелеобразование. Время остановки скважины на гелеобразование зависит от температуры пласта и указывается в инструкции на проведение работ на скважине. В качестве полимера в закачиваемом растворе полимерного состава используют полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30%. В качестве сшивателя может быть использован ацетат хрома по ТУ 6-02-00209912-70-00 или ГОСТ 5831-77.
Эффективность предлагаемого способа доказана лабораторными исследованиями по фильтрации растворов сшивающихся полимерных составов в керн.
В опытах по фильтрации использовали насыпные модели кернов с различным содержанием карбоната (от 0 до 100%). Насыпную породу помещали в кернодержатель из нержавеющей стали длиной 9,2 см, диаметром 2,63 см. Проницаемость моделей кернов составляла 1 мкм2, пористость 0,39 д.ед. Перед закачкой реагентов в керн его насыщали водой. В экспериментах для закачки в керн и приготовления растворов использовали модельную воду с минерализацией 110 г/л.
Закачиваемый раствор сшивающегося полимерного состава во всех экспериментах содержал одни и те же реагенты:
- полимер акриламида (ПАА) с молекулярной массой 14 млн и степенью гидролиза 5%;
- ацетат хрома (АХ), водный раствор по ТУ 6-02-00209912-70-00.
Растворы сшивающихся полимерных составов содержали:
- 0,4% ПАА и 0,04% АХ, вода - остальное;
- 0,5% ПАА и 0,05% АХ, вода - остальное.
Объем закачки раствора сшивающегося полимерного состава в экспериментах составлял 2 объема пор модели керна. Объем закачиваемой предварительной оторочки раствора ацетата хрома составлял 2 поровых объема модели керна, концентрацию ацетата хрома в предварительной оторочке брали от 0,01% до 0,1%. Закачку растворов вели при постоянном расходе с линейной скоростью фильтрации 5,5 м/сут.
После завершения закачки раствора сшивающегося полимерного состава керн помещали на структурообразование геля в термошкаф при температуре 60°C на 2 суток.
По истечении указанного времени через керн прокачивали модельную воду с целью определения остаточного фактора сопротивления.
При проведении опытов основными показателями оценки эффективности являлись фактор сопротивления при закачке раствора (RFзак), начальный градиент давления сдвига (ΔРнач) образовавшегося геля СПС, остаточный фактор сопротивления (RFост) СПС.
Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 1.
Анализ экспериментальных данных, полученных при закачке в модельный керн с различным содержанием карбонатов, показывает:
- снижение эффективности применения технологии СПС в кернах с содержанием карбонатов выше 5% (опыты №5, 6);
- в опытах с предварительной закачкой в керн оторочек раствора ацетата хрома на кернах с содержанием карбонатов выше 5% факторы остаточного сопротивления и начальные градиенты давления сдвига выше (опыты №7-26);
- в опытах на кернах с одинаковым содержанием карбоната с повышением концентрации ацетата хрома в предоторочке имеет место повышение RFост; ΔРнач (опыты №10; 15; 20 и 11; 16; 21; 26);
- в кернах с содержанием карбоната менее 5% не имеет смысла закачивать предварительную оторочку раствора ацетата хрома перед закачкой гелеобразующих композиций.
Предлагаемое решение должно учитываться при составлении производственных программ и технологических инструкций при использовании технологии СПС на месторождениях с карбонатной породой в целях достижения более высоких уровней повышения нефтеотдачи пластов.
Источники информации
1. Патент RU 2424426 C1, МПК E21B 43/22, C09K 8/90, опубликовано 20.07.2011.
2. Патент RU 2272899 C1, МПК E21B 43/22, опубликовано 27.03.2006.
3. И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. г. Самара: Самарский университет, 2000, с. 76-102.
4. В.Н. Абрамов, Н.И. Акимов, И.Л. Манахова. Анализ результатов накопленного опыта при реализации технологии циклической закачки СПС в различных геолого-физических условиях. НТЖ "Интервал", 2003, №12, с. 41-45.
5. Патент RU 2276257 C2, МПК E21B 43/22, опубликовано 10.05.2006.
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающий закачку в нагнетательную скважину водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30% и ацетат хрома, и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что до закачки указанного раствора закачивают на минимальной скорости оторочку водного раствора ацетата хрома с концентрацией не выше 0,1% в объеме, равном объему указанного раствора, а после закачки указанного раствора закачивают воду для проталкивания его на требуемую глубину и оставляют скважину на реакцию.
