Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты)
Владельцы патента RU 2398958:
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)
Изобретение относится к способам добычи нефти из обводненных терригенных или карбонатных неоднородных коллекторов порового или трещиновато-порового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти, расширение технологических возможностей способа. В способе регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающем приготовление и последовательную закачку через нагнетательную скважину в неоднородный нефтяной пласт первой оторочки - водного раствора водорастворимого полимера со сшивателем и второй оторочки - раствора неонола АФ 9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и остановку скважины на технологическую выдержку, используют в качестве указанного раствора полимера раствор, приготовленный путем подачи шнековым дозатором в струйный аппарат порошкообразного полимера, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость по одному варианту - полимера - натрий-карбоксиметилцеллюлозы НКМЦ, одновременно с водным раствором сшивателя - ацетата хрома товарной формы или 6-водного хлористого алюминия, или алюмохлорида, или полиалюминия гидроксида хлорида - Аква-Аурата, при соотношении, мас.%: НКМЦ 0,2-0,5, указанный раствор сшивателя 0,02-0,2, вода остальное, соотношение компонентов второй оторочки, мас.%: АФ 9-12 товарной формы 0,01-1,0, минерализованная вода остальное, в качестве воды используют воду с минерализацией 0,15-300 г/л, предварительно определяют текущую приемистость нагнетательной скважины и при значении ее 100-200 м3/сут, объемное соотношение первой и второй оторочек составляет (2÷1):1, технологическую выдержку осуществляют в течение 0,5-6 сут. По другому варианту - указанной подачи НКМЦ, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость при следующем соотношении компонентов, мас.%: НКМЦ 0,1-0,5, вода остальное, а при значении текущей приемистости 50-100 м3/сут, указанные растворы закачивают последовательно - раствор полимера, затем раствор АФ 9-12 при их объемном соотношении (1÷5):(1÷5) или одновременно при соотношении, мас.%: НКМЦ 0,1-0,5, АФ 9-12 товарной формы 0,01-1,0, вода остальное, эксплуатацию скважины в первые 3-4 часа ведут на минимальных расходах и давлениях, причем закачку начинают с минимальным содержанием НКМЦ, равным 0,1, при стабильном в течение 3-4 часов давлении закачки ступенчато повышая ее содержание на 10-50%. По третьему варианту - указанную подачу в качестве порошкообразного полимера - полиэтиленоксида - ПЭО, смешение с водой при соотношении, мас.%: ПЭО 0,001-0,3, вода остальное, при значении текущей приемистости 50-100 м3/сут, указанные растворы закачивают последовательно - раствор полимера, затем раствор АФ 9-12 при их объемном соотношении (1÷5):(1÷5) или одновременно при соотношении компонентов, мас.%: ПЭО 0,001-0,3, АФ 9-12 товарной формы 0,01-1,0, вода остальное, эксплуатацию скважины в первые 3-4 часа ведут на минимальных расходах и давлениях, причем закачку начинают с минимальным содержанием, равным 0,001, при стабильном в течение 3-4 час давлении закачки ступенчато повышая его содержание на 10-50%. 3 н.п. ф-лы, 4 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти из обводненных терригенных или карбонатных неоднородных коллекторов порового или трещиновато-порового типа, имеющих проницаемостную неоднородность в разрезе или строении пласта как на ранней, так и на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.
Низкие темпы добычи нефти и невысокое конечное нефтеизвлечение при разработке залежи с низкопроницаемым коллектором связаны с малой пористостью и проницаемостью, большим капиллярным давлением, с повышенным содержанием глинистого цемента, с низкодебитным коллектором. Разработка залежей нефти с низкопроницаемыми терригенными или карбонатными коллекторами осуществляется, как правило, с применением полимерного заводнения. С целью повышения охвата пласта заводнением на различных стадиях разработки нефтяной залежи и вытеснения остаточной нефти из заводненных зон, используются водные растворы различных химреагентов, обеспечивающие сверхнизкое межфазовое натяжение на границе раздела фаз и снижение проницаемости пористой среды по отношению к водной фазе.
Известен способ повышения нефтеотдачи пластов, направленный на увеличение коэффициента вытеснения нефти водой, заводнением путем создания оторочек из химических реагентов, повышающих вязкостные и нефтеотмывающие свойства закачиваемой воды (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 г., стр.169). При этом в пласт закачивают через нагнетательную скважину раствор частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) и раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) в виде оторочек.
Недостатком известного решения является низкая эффективность вытеснения нефти и высокая обводненность добываемой продукции, вследствие кратковременного эффекта, связанного с тем, что ПАА, закачанный в виде вязкого водного раствора в высокопроницаемые, промытые участки пласта быстро продвигается от нагнетательной скважины к добывающей.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерно-щелочного раствора, раствора щелочи и водного раствора ПАВ (патент РФ №2103490, МПК Е21В 43/22, опубл. БИ №3 27.01.1998 г.). В качестве полимерно-щелочного раствора используют водорастворимые полимеры полиакриламид (ПАА) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и соли щелочных металлов органических кислот в соотношении 1:1. В качестве раствора щелочи используют соли щелочных металлов органических кислот, при этом раствор щелочи и водный раствор ПАВ берут в соотношении 1:1.
Известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.
Известно использование состава для добычи нефти, содержащего полиакриламид (ПАА), неионогенное поверхностно-активное вещество и воду (а.с. СССР №1544958, Е21В 43/22, 23.02.90, Бюл. №7). У данного состава при использовании его для разработки нефтяного пласта низкие нефтевытесняющие свойства из-за повышенной деструкции полиакриламида, обусловленной высокими сдвиговыми напряжениями в призабойной зоне пласта. Также у растворов ПАА сильно снижаются вязкостные свойства при контакте с минерализованной водой, что снижает эффективность нефтевытеснения из пласта.
Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий приготовление дисперсий или водных растворов полимера - натрий-карбоксиметилцеллюлозы или полиэтиленоксида концентрацией 0,001-1 мас.%, с использованием сшивателя, содержащего катион алюминия или хрома в количестве 0,05-60 мас.% от веса полимера, закачку оторочки раствора полимера и оторочки раствора силиката щелочного металла с последующей выдержкой (патента US №4009755, 01.03.1977 г.).
Наиболее близким решением к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий приготовление водных растворов водорастворимого полимера - полиакриламида концентрацией 0,1-0,5 мас.%, с использованием сшивателя - ацетата хрома в количестве 0,01-0,05 мас.% и неонола АФ 9-12 1-5 мас.% и хлористого кальция 1,5-3,5 мас.%, закачку оторочек этих растворов с последующей выдержкой 6-12 час при соотношении объемов растворов 2:1, или совместно (патент РФ №2279540, 10.07.2006 г.).
Способ позволяет увеличить коэффициент охвата пласта заводнением. Однако данный способ обладает следующими недостатками:
- низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов;
- невозможность приготовления раствора - полимера в высокоминерализованных водах с минерализацией до 300 г/л из-за деструкции полимера в минерализованной воде;
- нестабильность ПАА в минерализованной воде;
- низкая проникающая способность состава в поры;
- укрупнение частиц за счет флокуляции.
Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи нефти путем регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины за счет вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта и увеличения их нефтеотдачи, блокирования высокопроницаемых зон оторочками водных растворов, снижения обводненности добываемой продукции скважин, регулирования вязкости водных растворов, сохранения реологических и нефтевытесняющих свойств в широком диапазоне минерализации (до 300 г/л), высокой стойкости к механической деструкции. А также расширение технологических возможностей способа.
Техническая задача решается способом регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины по первому варианту, включающим приготовление и последовательную закачку через нагнетательную скважину в неоднородный нефтяной пласт первой оторочки - водного раствора водорастворимого полимера со сшивателем и второй оторочки - раствора неонола АФ 9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и остановку скважины на технологическую выдержку.
Новым является то, что используют в качестве указанного раствора полимера раствор, приготовленный путем подачи шнековым дозатором в струйный аппарат порошкообразного полимера - натрий-карбоксиметилцеллюлозы, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость одновременно с водным раствором сшивателя - ацетата хрома товарной формы или 6-водного хлористого алюминия, или алюмохлорида, или полиалюминия гидроксида хлорида - Аква-Аурата, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| натрий-карбоксиметилцеллюлоза | 0,2-0,5 |
| указанный раствор сшивателя | 0,02-0,2 |
| вода | остальное, |
соотношение компонентов второй оторочки соответствует, мас.%:
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| минерализованная вода | остальное, |
в качестве воды используют воду с минерализацией 0,15-300 г/л, предварительно определяют текущую приемистость нагнетательной скважины и при значении ее 100-200 м3/сут, объемное соотношение первой и второй оторочек составляет (2÷1):1, технологическую выдержку осуществляют в течение 0,5-6 сут.
Техническая задача решается способом регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины по второму варианту, включающим приготовление и закачку через нагнетательную скважину в неоднородный нефтяной пласт водного раствора водорастворимого полимера и раствора неонола АФ 9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и эксплуатацию скважины.
Новым является то, что используют в качестве указанного раствора полимера раствор, приготовленный путем подачи шнековым дозатором в струйный аппарат порошкообразного полимера - натрий-карбоксиметилцеллюлозы, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| натрий-карбоксиметилцеллюлоза | 0,1-0,5 |
| вода | остальное, |
соотношение компонентов указанного раствора АФ 9-12 соответствует, мас.%:
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| минерализованная вода | остальное, |
в качестве воды используют воду с минерализацией 0,15-300 г/л, предварительно определяют текущую приемистость нагнетательной скважины и при значении ее 50-100 м3/сут, указанные растворы закачивают последовательно - раствор полимера, затем раствор АФ 9-12 при их объемном соотношении (1÷5):(1÷5) или одновременно при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| натрий-карбоксиметилцеллюлоза | 0,1-0,5 |
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| вода | остальное, |
эксплуатацию скважины в первые 3-4 часа ведут на минимальных расходах и давлениях, причем закачку начинают с минимальным содержанием натрий-карбоксиметилцеллюлозы, равным 0,1, при стабильном в течение 3-4 часов давлении закачки ступенчато повышая ее содержание на 10-50%.
Техническая задача решается способом регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины по третьему варианту, включающим приготовление и закачку через нагнетательную скважину в неоднородный нефтяной пласт водного раствора водорастворимого полимера и раствора неонола АФ 9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и эксплуатацию скважины.
Новым является то, что используют в качестве указанного раствора полимера раствор, приготовленный путем подачи шнековьм дозатором в струйный аппарат порошкообразного полимера - полиэтиленоксида, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| полиэтиленоксид | 0,001-0,3 |
| вода | остальное, |
соотношение компонентов указанного раствора АФ 9-12 соответствует, мас.%:
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| минерализованная вода | остальное, |
в качестве воды используют воду с минерализацией 0,15-300 г/л, предварительно определяют текущую приемистость нагнетательной скважины и при значении ее 50-100 м3/сут, указанные растворы закачивают последовательно - раствор полимера, затем раствор АФ 9-12 при их объемном соотношении (1÷5):(1÷5) или одновременно при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| полиэтиленоксид | 0,001-0,3 |
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| вода | остальное, |
эксплуатацию скважины в первые 3-4 часа ведут на минимальных расходах и давлениях, причем закачку начинают с минимальным содержанием полиэтиленоксида, равным 0,001, при стабильном в течение 3-4 часов давлении закачки ступенчато повышая его содержание на 10-50%.
В качестве полимера используют натрий-карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) по ТУ 2231-002-50277563-2000 и других марок и фирм - изготовителей. Внешний вид - мелкозернистый сыпучий материал от светло-желтого до бежевого цвета. По физико-химическим показателям натрий-карбоксиметилцеллюлоза должен соответствовать требованиям и нормам: степень замещения по карбоксиметильным группам должна быть в пределах 70-90; массовая доля основного вещества в абсолютно сухом техническом продукте для сорта "Стандарт" не менее, % 55, для сорта "Экстра" не менее, % 65; степень полимеризации, в пределах 500-700; активность водородных ионов (рН) раствора с массовой долей 2,0% (20°С), в пределах 7,0-11.
В качестве полимера используют полиэтиленоксид. Полиэтиленоксид (ПЭО или ПОЭ) - термопластичный водорастворимый полимер линейного строения (-СН2-СН2-O-)n. ПОЭ - продукт полимеризации окиси этилена на различных катализаторах. По внешнему виду представляет собой порошкообразный продукт от белого до светло-желтого цвета. Физико-химические показатели ПОЭ соответствуют требованиям: молекулярная масса, не менее 1,5·106-4·106; массовая доля летучих веществ, %, не более 1,0; массовая доля золы, %, не более 5.
В качестве неионогенного ПАВ используется Неонол - АФ 9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98. Внешний вид при температуре 25°С - прозрачная маслянистая жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Физико-химические показатели неонола АФ 9-12 должны соответствовать показателям: Концентрация водородных ионов (рН) - водного раствора с массовой долей НПАВ 10 г/дм3 - 7±1; массовая доля воды, % не более 0,5; температура застывания, °С, в пределах 13-17, плотность при 50°С, кг/м3 - 1046±3.
В качестве инициатора гелеобразования (сшивателя) используется водный раствор ацетата хрома или 6-водный хлористый алюминий, или алюмохлорид, или Аква-Аурат.
Водный раствор ацетата хрома (уксуснокислый хром трехвалентный) представляет собой жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты, хорошо растворим в воде. Водный раствор ацетата хрома выпускается по ТУ 2499-001-50635131-00. Массовая доля хрома (III), %, не менее 10,2; массовая доля ацетата хрома (III), %, не менее 45; показатель активности водородных ионов, (рН), в пределах 3-4.
Алюминий хлористый 6-водный (ГОСТ 3759-75) или алюмохлорид (ТУ 2152-106-05766575-2002, ТУ 2152-002-42129794-2001). 6-водный хлористый алюминий представляет собой белый порошок. Массовая доля хлористого алюминия составляет не менее 96%.
Алюмохлорид представляет собой водный раствор хлористого алюминия. Внешний вид и цвет жидкость светло-желтого или серого цвета с зеленым оттенком.
Полиалюминий гидроксид хлорид (Аква-Аурат) представляет собой твердый продукт белого цвета с зеленоватым оттенком в виде порошка с массовой долей полиалюминиий гидроксид хлорида, а в пересчете на Аl2О3 (30,0-42,0±0,3). Аква-Аурат выпускается по ТУ 6-09-05-1456-96.
Для приготовления водных растворов используют воду производственную или воду с системы поддержания пластового давления на выбранном для реализации технологического процесса участке эксплуатационного объекта плотностью от 1,00 до 1,20 г/см3 и минерализацией от 0,15 до 300 г/л.
Для продавливания оторочек в пласт используют воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.
Сущность способа заключается в следующем.
Останавливают работу нагнетательных скважин и подключают к водоводу для закачки воды. Закачивают воду с водовода в объеме 6-12 м3 с целью выхода на установившийся режим работы скважин и определения текущей приемистости нагнетательных скважин. Выделяют скважины с приемистостью от 100 до 200 м3/сут и скважины с приемистостью от 50 до 100 м3/сут.
Как минимум на одной нагнетательной скважине с приемистостью от 100 до 200 м3/сут при устьевом давлении закачки в узел загрузки установки дозирования реагентов, снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, засыпают КМЦ. Из бункера шнековым дозатором порошкообразный полимер подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации, где смешивают с водой и в виде суспензии подают в смесительную емкость. Одновременно в емкость смешения насосами дозируют сшиватель (водный раствор ацетата хрома или 6-водного хлористого алюминия, или алюмохлорида, или Аква-Аурата) с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации компонентов в композиции. Водный раствор сшивателя готовят путем разбавления концентрированного раствора ацетата хрома (товарной формы - не менее 45%) или 6-водного хлористого алюминия, или алюмохлорида, или Аква-Аурата водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объемном соотношении от 1:1 до 1:5, что обеспечивает стабильность полимерного состава. После чего композицию закачивают в скважину насосом, затем продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3.
Затем закачивают и продавливают в пласт вторую оторочку водного раствора НПАВ АФ 9-12. Дозировочным насосом подают АФ 9-12 с расходом, обеспечивающим необходимую концентрацию в рабочем растворе, и продавливают в пласт.
Объемное соотношение первой и второй оторочек составляет (2÷1):1.
Затем останавливают скважину на 0,5-6 сут на технологическую выдержку - время, достаточное для гелеобразования.
Как минимум на одной нагнетательной скважине с приемистостью от 50 до 100 м3/сут при устьевом давлении закачки в узел загрузки установки дозирования реагентов, снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, засыпают КМЦ. Из бункера шнековым дозатором полимер подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации, где смешивают с водой и в виде суспензии подают в смесительную емкость. После чего водный раствор полимера закачивают в скважину насосом, затем продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3.
Затем закачивают и продавливают в пласт вторую оторочку водного раствора НПАВ АФ 9-12. Дозировочным насосом подают АФ 9-12 с расходом, обеспечивающим необходимую концентрацию водного раствора НПАВ АФ 9-12 и продавливают в пласт. Или одновременно закачивают водный раствор полимера и водный раствор АФ 9-12 в скважину насосом, затем продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3.
Объемное соотношение первой и второй оторочек составляет (1÷5):(1÷5).
Как минимум на одной нагнетательной скважине с приемистостью от 50 до 100 м3/сут при устьевом давлении закачки в узел загрузки установки дозирования реагентов, снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, засыпают ПОЭ. Из бункера шнековым дозатором полимер подают в струйный аппарат с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации, где смешивают с водой и в виде суспензии подают в смесительную емкость. После чего водный раствор полимера закачивают в скважину насосом, затем продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3.
Затем закачивают и продавливают в пласт вторую оторочку водного раствора НПАВ АФ 9-12. Дозировочным насосом подают АФ 9-12 с расходом, обеспечивающим необходимую концентрацию водного раствора НПАВ АФ 9-12, и продавливают в пласт. Или одновременно закачивают водный раствор полимера и водный раствор АФ 9-12 в скважину насосом, затем продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3.
Объемное соотношение первой и второй оторочек составляет (1÷5):(1÷5).
Для всех вариантов периодически контролируют дозирование компонентов через пробоотборный кран, установленный на устье скважины, и давление на манометре на напорном трубопроводе и в межтрубном пространстве. При отсутствии пакера в скважине рабочее давление закачки не должно превышать допустимого давления на эксплуатационную колонну и должно быть не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. При наличии пакера в скважине рабочее давление закачки не должно превышать максимального рабочего давления.
Для второго и третьего вариантов дозирование КМЦ или ПОЭ начинают с минимальной концентрацией (0,001-0,1%), что исключает резкое перекрытие фильтрационных каналов призабойной зоны и позволяет доставить водный раствор полимера вглубь пласта. При стабильном в течение 3-4 часов давлении закачки концентрацию КМЦ или ПОЭ ступенчато повышают на 10-50%.
Предлагаемый способ обеспечивает равномерное распределение закачиваемых растворов в неоднородных по проницаемости зонах пласта, повышение эффективности добычи нефти путем регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины за счет вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта и увеличения их нефтеотдачи, блокирования высокопроницаемых зон оторочками водных растворов, снижения обводненности добываемой продукции скважин, регулирования вязкости водных растворов, сохранения реологических и нефтевытесняющих свойств в широком диапазоне минерализации (до 300 г/л), высокой стойкости к механической деструкции (таблицы 1, 2).
Из таблицы 1 видно, что образующиеся гелевые частицы и гели позволяют блокировать высокопроницаемые зоны, тем самым вовлекая в разработку низкопроницаемые, ранее неохваченные воздействием, зоны.
Повышение концентрации КМЦ выше 0,5 мас.% не целесообразно с экономической и технологической точек зрения, т.к. увеличивается стоимость водных растворов и не обеспечивается проникновение в поровую среду водных растворов.
В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти из слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки исследуемых водных растворов. Результаты фильтрационных исследований приведены в таблице 2.
Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды водных растворов по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой растворов.
Как видно из таблицы 2, ОФС по предлагаемому способу регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин возрастает в среднем в 1,6 раза по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 2 раза.
Пример конкретного выполнения.
Разрабатывают путем заводнения неоднородный нефтяной пласт с характеристиками: глубина залегания - 1750 - 1950 м, мощность пластов - 2-10 м, плотность нефти - 0,8 г/см3, вязкость нефти - от 5 до 95 мПа·с, пластовое давление - 15 МПа, пористость - 15-23%. В качестве воды используют как пресные, так и минерализованные (сточные) воды с минерализацией до 300 г/л. По текущей приемистости нагнетательных скважин выделяют нагнетательные скважины с приемистостью от 50 до 100 м3/сут и от 100 до 200 м3/сут. На скважине с приемистостью от 50 до 100 м3/сут при устьевом давлении закачки закачивают последовательно расчетные объемы первой оторочки водного раствора полимера (КМЦ или ПОЭ) и второй оторочки НПАВ АФ 9-12 или одновременно расчетный объем водного раствора полимера (КМЦ или ПОЭ) и НПАВ АФ 9-12 при объемном соотношении первой и второй оторочек (1÷5):(1÷5). Затем продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1-2 м3. В первые 3-4 часа закачку ведут на минимальных расходах и давлениях при производительности насосного агрегата 10 м3/ч.
На скважине с приемистостью от 100 до 200 м3/сут при устьевом давлении закачки закачивают последовательно расчетные объемы первой оторочки гелеобразующей композиции и вторую оторочку водного раствора НПАВ АФ 9-12 и продавливают в пласт. Объемное соотношение первой и второй оторочек составляет (2÷1):1. Затем останавливают скважины на 0,5-6 сут на технологическую выдержку. Результаты приведены в таблице 3. Результаты показателей эксплуатации скважин до и после закачки водных растворов приведены в таблице 4. Анализ полученных результатов показывает, что в результате закачки водных растворов происходит увеличение дебита по нефти и снижение обводненности добываемой продукции скважин. Дополнительная добыча нефти составила 900 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффекте.
Таким образом, предлагаемый способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины позволяет увеличить нефтеотдачу за счет вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта, блокирования высокопроницаемых зон оторочками водных растворов и повышения эффективности охвата пласта воздействием, снижения обводненности добываемой продукции скважин. Изобретение позволяет расширить технологические возможности способа.
| Таблица 4 | ||||||||||
| № п.п | № участка | Дебит нефти по участку, т/сут | Дебит по жидкости, т/сут | Обводненность по участку, % | ||||||
| до закачки | после закачки | абсолютное изменение | до закачки | после закачки | абсолютное изменение | до закачки | после закачки | абсолютное изменение | ||
| 1 | 1 | 15,4 | 16,1 | +0,7 | 46,3 | 45,4 | -0,9 | 66,7 | 64,5 | -2,2 |
| 2 | 6 | 15,1 | 26,2 | +11,1 | 32,1 | 46,9 | +14,8 | 52,9 | 44,1 | -8,8 |
| 3 | 8 | 13,7 | 27,8 | +14,1 | 24,6 | 38,9 | +14,3 | 44,3 | 28,5 | -15,8 |
| 4 | 2 | 17,6 | 18,5 | +0,9 | 80,0 | 70,5 | -9,5 | 78,0 | 73,8 | -4,2 |
| 5 | 5 | 16,4 | 16,8 | +0,4 | 55,9 | 54,5 | -1,5 | 70,6 | 69,1 | -1,5 |
| 6 | 11 | 21,4 | 25,6 | +4,2 | 30,0 | 34,2 | -4,2 | 28,7 | 25,1 | -3,6 |
| Примечание - Номера участков соответствуют номерам по пунктам таблицы 3. |
1. Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий приготовление и последовательную закачку через нагнетательную скважину в неоднородный нефтяной пласт первой оторочки - водного раствора водорастворимого полимера со сшивателем и второй оторочки - раствора неонола АФ 9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и остановку скважины на технологическую выдержку, отличающийся тем, что используют в качестве указанного раствора полимера раствор, приготовленный путем подачи шнековым дозатором в струйный аппарат порошкообразного полимера - натрий-карбоксиметилцеллюлозы, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость одновременно с водным раствором сшивателя - ацетата хрома товарной формы или 6-водного хлористого алюминия, или алюмохлорида, или полиалюминия гидроксида хлорида - Аква-Аурата, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| натрий-карбоксиметилцеллюлоза | 0,2-0,5 |
| указанный раствор сшивателя | 0,02-0,2 |
| вода | остальное, |
соотношение компонентов второй оторочки соответствует, мас.%:
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| минерализованная вода | остальное, |
в качестве воды используют воду с минерализацией 0,15-300 г/л, предварительно определяют текущую приемистость нагнетательной скважины и при значении ее 100-200 м3/cут. объемное соотношение первой и второй оторочек составляет (2÷1):1, технологическую выдержку осуществляют в течение 0,5-6 сут.
2. Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий приготовление и закачку через нагнетательную скважину в неоднородный нефтяной пласт водного раствора водорастворимого полимера и раствора неонола АФ 9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и эксплуатацию скважины, отличающийся тем, что используют в качестве указанного раствора полимера раствор, приготовленный путем подачи шнековым дозатором в струйный аппарат порошкообразного полимера - натрий-карбоксиметилцеллюлозы, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| натрий-карбоксиметилцеллюлоза | 0,1-0,5 |
| вода | остальное, |
соотношение компонентов указанного раствора АФ 9-12 соответствует, мас.%:
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| минерализованная вода | остальное, |
в качестве воды используют воду с минерализацией 0,15-300 г/л, предварительно определяют текущую приемистость нагнетательной скважины и при значении ее 50-100 м3/сут. указанные растворы закачивают последовательно - раствор полимера, затем раствор АФ 9-12 при их объемном соотношении (1÷5):(1÷5) или одновременно при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| натрий-карбоксиметилцеллюлоза | 0,1-0,5 |
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| вода | остальное, |
эксплуатацию скважины в первые 3-4 ч ведут на минимальных расходах и давлениях, причем закачку начинают с минимальным содержанием натрий-карбоксиметилцеллюлозы, равным 0,1, при стабильном в течение 3-4 ч давлении закачки ступенчато повышая ее содержание на 10-50%.
3. Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающий приготовление и закачку через нагнетательную скважину в неоднородный нефтяной пласт водного раствора водорастворимого полимера и раствора неонола АФ 9-12 в минерализованной воде, продавку их в пласт и эксплуатацию скважины, отличающийся тем, что используют в качестве указанного раствора полимера раствор, приготовленный путем подачи шнековым дозатором в струйный аппарат порошкообразного полимера - полиэтиленоксида, смешения с водой, подачи полученной суспензии в смесительную емкость при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| полиэтиленоксид | 0,001-0,3 |
| вода | остальное, |
соотношение компонентов указанного раствора АФ 9-12 соответствует, мас.%:
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| минерализованная вода | остальное, |
в качестве воды используют воду с минерализацией 0,15-300 г/л, предварительно определяют текущую приемистость нагнетательной скважины и при значении ее 50-100 м3/сут. указанные растворы закачивают последовательно - раствор полимера, затем раствор АФ 9-12 при их объемном соотношении (1÷5):(1÷5) или одновременно при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| полиэтиленоксид | 0,001-0,3 |
| АФ 9-12 товарной формы | 0,01-1,0 |
| вода | остальное, |
эксплуатацию скважины в первые 3-4 ч ведут на минимальных расходах и давлениях, причем закачку начинают с минимальным содержанием полиэтиленоксида, равным 0,001, при стабильном в течение 3-4 ч давлении закачки ступенчато повышая его содержание на 10-50%.
