Способ повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений, разрабатываемых заводнением

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в нагнетательных скважинах на месторождениях, разрабатываемых заводнением. Обеспечивает повышение объемов извлекаемых углеводородных флюидов. По результатам определения приемистости скважин их делят на группы. Готовят вязкоупругие составы для каждой группы скважин с различными структурно-механическими свойствами. Закачивают вязкоупругий состав в колонну насосно-компрессорных труб при закрытом затрубном пространстве скважины. Вязкоупругий состав последовательно меняют, начиная с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига. Вязкоупругий состав продавливают в призабойную зону скважины продавочной жидкостью. Объем вязкоупругого состава первого типа определяют по формуле. Объем вязкоупругого состава второго типа уменьшают в два раза по сравнению с первым, а объем третьего принимают равным объему первого. В момент поступления вязкоупругого состава второго типа в призабойную зону скважины давление на устье на 0,1-0,5 МПа меньше первоначального, третьего типа на 0,5 МПа меньше, чем второго. 5 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в нагнетательных скважинах на месторождениях, разрабатываемых заводнением.

В настоящее время большая часть эксплуатационных объектов месторождений нефтегазоносных районов обводнена на 70-95%. Преждевременное обводнение скважин обусловлено фильтрацией основной массы вытесняющего флюида по высокопроницаемым или промытым зонам пласта, что, как следствие, ведет к уменьшению охвата пласта заводнением, образованию "мертвых" зон, а следовательно, снижению нефтеотдачи пластов.

Для повышения эффективности заводнения пластов с целью выработки неоднородных коллекторов существующие способы основаны на необратимой кольматации высокопроницаемых или промытых зон пласта на расстоянии радиуса призабойной зоны пласта от нагнетательной скважины. В результате существенная часть углеводородного флюида, находящаяся в промытой зоне пласта, остается "похороненной".

Экспериментально установлено, что из колонки керна с различной проницаемостью, насыщенной углеводородной жидкостью, вязкоупругим составом вытесняется до 97% этой жидкости.

Известен способ вытеснения нефти из пластов вязкопластичными системами, в частности, загущенной полимерами водой. Для полноты вытеснения нефти в пласт закачивают вязкопластичную систему с большим, чем у вытесняемой нефти, значением отношения предельного напряжения сдвига к структурной вязкости [1] .

Недостатком известного способа является низкий объем извлекаемых углеводородных флюидов из нефтяных месторождений, поскольку при его реализации происходит нежелательная закупорка проводящих каналов пласта.

Известен способ повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений, разрабатываемых заводнением, включающий закачку приготовленного вязкоупругого состава (ВУС) в скважины выбранного участка месторождения, имеющего фонд добывающих скважин, и последующую закачку жидкости [2].

Недостатком известного способа является также закупорка проводящих каналов пласта, что не позволяет добиться существенного повышения объемов извлекаемых углеводородных флюидов.

Задачей изобретения является получение технического результата - повышение объемов извлекаемых углеводородных флюидов.

Получение технического результата обеспечивается тем, что в способе повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений, разрабатываемых заводнением, включающем закачку приготовленного вязкоупругого состава в скважины выбранного участка месторождения, имеющего фонд добывающих скважин, и последующую закачку жидкости согласно изобретения определяют приемистость нагнетательных скважин и подразделяют их на три группы. К первой группе относят скважины с приемистостью Q₁ > 500 м³/сут., ко второй - с приемистостью Q₂ = 100 ≈ 500 м³/сут. и к третьей - с приемистостью Q₃ < 100 м³/сут. Для каждой нагнетательной скважины первой группы готовят три разных по структурно-механическим свойствам типа вязкоупругого состава с предельным напряжением сдвига у первого кг/м², у второго кг/м² и у третьего кг/м², для каждой нагнетательной скважины второй группы - два разных по структурно-механическим свойствам вязкоупругих состава с предельным напряжением сдвига у первого кг/м² и у второго кг/м², а для каждой нагнетательной скважины третьей группы один вязкоупругий состав с предельным напряжением сдвига кг/м². Закачивают вязкоупругий состав в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) каждой нагнетательной скважины каждой из групп скважин при закрытом на устье затрубном пространстве скважины, последовательно меняя тип вязкоупругого состава, при этом начинают с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига, последующей закачкой жидкости продавливают вязкоупругий состав в призабойную зону скважины, причем перед закачкой жидкости проводят технологическую выдержку при закрытых на устье затрубном и трубном пространствах скважины под избыточным давлением, а в качестве жидкости используют продавочную жидкость.

Целесообразно при закачке вязкоупругого состава в нагнетательные скважины первой группы объем вязкоупругого состава первого типа определять по формуле V = π·R²·m·h·k, где V - объем вязкоупругого состава первого типа, м³; R - радиус призабойной зоны, м; m - пористость пласта, (измеряется в безразмерных единицах); h - высота перфорированного участка призабойной зоны, м; k - коэффициент, учитывающий сообщаемость пор.

Объем вязкоупругого состава второго типа - уменьшать вдвое, а третьего типа - делать равным объему первого.

Желательно во время закачки вязкоупругого состава второго и третьего типов контролировать давление на устье и в момент поступления вязкоупругого состава второго типа в призабойную зону скважины величину давления на устье поддерживать на 0,1-0,5 МПа меньше первоначального, а в момент поступления вязкоупругого состава третьего типа - на 0,5 МПа меньше, чем при закачке второго.

Способ осуществляют следующим образом. Выбирают участок месторождения с эксплуатационным фондом скважин. В каждой нагнетательной скважине при избыточном давлении на устье 10 МПа определяют приемистость. В зависимости от величины приемистости скважины подразделяют на три группы. К первой группе относят скважины с приемистостью Q₁ > 500 м³/сут., ко второй - с приемистостью Q₂ = 100 ≈ 500 м³/сут. и к третьей - с приемистостью Q₃ < 100 м³/сут. Для каждой нагнетательной скважины первой группы готовят три разных по структурно-механическим свойствам типа вязкоупругого состава. У первого типа вязкоупругого состава предельное напряжение сдвига кг/м², у второго кг/м² и у третьего кг/м². Для каждой нагнетательной скважины второй группы готовят два разных по структурно-механическим свойствам вязкоупругих состава с предельным напряжением сдвига у первого кг/м² и у второго кг/м². Для каждой нагнетательной скважины третьей группы готовят один вязкоупругий состав с предельным напряжением сдвига кг/м².

Объем вязкоупругого состава первого типа определяют по формуле V = π·R²·m·h·k, при этом радиус (R) призабойной зоны пласта принимают равным 5 м, пористость пласта (m) для пластов AB_2-3, AB_4-5 и AB₂ Самотлорского месторождения принимают равной 0,25, коэффициент, учитывающий сообщаемость пор (k), принимают равным 0,1 ≈ 0,5, объем вязкоупругого состава второго типа уменьшают в два раза по сравнению с первым. Объем вязкоупругого состава третьего типа делают равным объему первого.

Закачивают вязкоупругий состав в колонну насосно-компрессорных труб каждой нагнетательной скважины каждой из групп скважин при закрытом на устье затрубном пространстве скважины. Тип закачиваемого вязкоупругого состава последовательно меняют, начиная закачивать вязкоупругий состав, имеющий наибольшее значение предельного напряжения сдвига. Проводят технологическую выдержку при закрытых на устье затрубном и трубном пространствах под избыточным давлением после продавки вязкоупругого состава в объеме колонны насосно-компрессорных труб в призабойную зону скважины. Время технологической выдержки равно времени полимеризации третьего типа вязкоупругого состава. Во время закачки вязкоупругого состава второго типа контролируют давление на устье и в момент поступления вязкоупругого состава в призабойную зону скважины величину давления на устье поддерживают на 0,1-0,5 МПа меньше первоначального. Во время закачки вязкоупругого состава третьего типа контролируют давление на устье и его величину поддерживают на 0,5 МПа меньше, чем при закачке вязкоупругого состава второго типа. Закачивают продавочную жидкость. Затем подключают нагнетательную скважину к системе водонагнетания участка месторождения.

Использование изобретения позволяет увеличить объемы извлекаемых углеводородных флюидов.

Источники информации: 1. Авторское свидетельство N 294931, 1971 г.

2. Патент РФ N 20001252, 1993 г.

Формула изобретения

1. Способ повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений, разрабатываемых заводнением, включающий закачку приготовленного вязкоупругого состава в скважины выбранного участка месторождения, имеющего фонд добывающих скважин, и последующую закачку жидкости, отличающийся тем, что определяют приемистость нагнетательных скважин при избыточном давлении на устье 10 МПа и подразделяют их на три группы, к первой из которых относят скважины с приемистостью Q > 500 м³/сут, ко второй - с приемистостью Q₂ = 100 ~ 500 м³/сут и к третьей - с приемистостью Q₃ < 100 м³/сут, для каждой нагнетательной скважины первой группы готовят три разных по структурно-механическим свойствам типа вязкоупругого состава с предельным напряжением сдвига у первого кг/м², у второго кг/м² и у третьего кг/м², для каждой нагнетательной скважины второй группы - два разных по структурно-механическим свойствам вязкоупругих состава с предельным напряжением сдвига у первого кг/м² и у второго кг/м², а для каждой нагнетательной скважины третьей группы один вязкоупругий состав с предельным напряжением сдвига кг/м², закачивают вязкоупругий состав в колонну насосно-компрессорных труб каждой нагнетательной скважины каждой из групп скважин при закрытом на устье затрубном пространстве скважины, последовательно меняя тип вязкоупругого состава, при этом начинают с вязкоупругого состава, имеющего наибольшее значение предельного напряжения сдвига, последующей закачкой жидкости продавливают вязкоупругий состав в призабойную зону скважины, причем перед закачкой жидкости проводят технологическую выдержку при закрытых на устье затрубном и трубном пространствах скважины под избыточным давлением, а в качестве жидкости используют продавочную жидкость.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке вязкоупругого состава в нагнетательные скважины первой группы объем вязкоупругого состава первого типа определяют по формуле
V = π·R²·m·h·k,
где V - объем вязкоупругого состава первого типа, м³;
R - радиус призабойной зоны, м;
m - пористость пласта (измеряется в безразмерных единицах);
h - высота перфорированного участка призабойной зоны, м;
k - коэффициент, учитывающий сообщаемость пор.

3. Способ по одному из пп.1 и 2, отличающийся тем, что объем вязкоупругого состава второго типа уменьшают в два раза по сравнению с первым.

4. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что объем вязкоупругого состава третьего типа равен объему первого.

5. Способ по одному из пп.1 - 4, отличающийся тем, что время закачки вязкоупругого состава второго типа контролируют давление на устье и в момент поступления вязкоупругого состава в призабойную зону скважины величину давления на устье поддерживают на 0,1 - 0,5 МПа меньше первоначального.

6. Способ по одному из пп.1 - 5, отличающийся тем, что во время закачки вязкоупругого состава третьего типа контролируют давление на устье и его величину поддерживают на 0,5 МПа меньше, чем при закачке вязкоупругого состава второго типа.

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 13-2003

(73) Патентообладатель:
ЗАО " Новые технологии по повышению нефтеотдачи" (RU)

Договор № 16239 зарегистрирован 11.03.2003

Извещение опубликовано: 10.05.2003