Способ повышения нефтеотдачи пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу повышения нефтеотдачи пластов заводнением, и может найти применение при разработке нефтяных залежей. Технический результат – образование прочного геля внутри пласта с температурами 20–60°С, улучшение реологических свойств геля, увеличение охвата пласта заводнением на 10-25%, увеличение нефтеотдачи пласта. Способ повышения нефтеотдачи пластов включает закачку в нефтяной пласт 10-30 мас.%-ной водной суспензии реагента следующего состава, мас.%: титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, 10-30; гидроксохлорид алюминия 10-20; карбамид 30-40; уротропин 10-30. Для увеличения охвата пластов заводнением через нагнетательную скважину используют суспензию в объеме 5-50 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта. Для ограничения газоводопритока в скважину используют суспензию в объеме 1-30 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 пр.
Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, путем увеличения охвата пластов воздействием закачиваемого агента (водой, газом и т.д.), ограничения притока прорывного газа и воды в добывающие скважины, снижения обводненности добываемой продукции с применением закачки в нефтяной пласт специальных составов.
Предшествующий уровень техники
Чтобы повысить отдачу, применяют методы, так называемой вторичной добычи. Самый распространенный способ вторичной нефтедобычи - это заводнение. При этом через так называемые нагнетательные скважины в нефтеносные пласты закачивают воду. Из-за этого давление в месторождении искусственно повышается, и нефть выдавливается от нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам. Заводнение при определенных обстоятельствах может существенно повысить степень отдачи.
В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания пластового давления на заданном уровне.
Продуктивные пласты месторождений нефти и газа характеризуются неоднородностью фильтрационных свойств (проницаемости) по толщине и по площади. В процессе разработки залежей с применением закачки воды, отмечаются явления опережающего движения закачиваемых вод по пропласткам и зонам с высокими фильтрационными свойствами и их обводнение.
Данные явления приводят к последующему движению части закачиваемой воды по промытым пропласткам без совершения полезной работы по вытеснению нефти, а зачастую к недостижению проектных коэффициентов охвата пластов заводнением и коэффициента нефтеотдачи. При этом, пропластки и участки залежей с ухудшенными фильтрационными свойствами не вовлечены или слабо вовлечены в процесс разработки, а обводненность добываемой продукции значительно превышает долю выработки запасов нефти.
Для повышения охвата пласта заводнением по толщине и по площади, а, следовательно, и повышения нефтеотдачи пластов необходимо увеличить гидравлические сопротивления движению воды в обводненных высокопроницаемых зонах нефтеносного пласта, создать гидродинамические барьеры и, тем самым, направить закачиваемую воду в неохваченные или слабо охваченные вытеснением менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки. Такой результат можно достигнуть путем закачки в пласт составов, ограничивающих фильтрацию воды через высокообводненные (или полностью промытые) нефтяные пропластки и изменить направление гидродинамических потоков в пласте. При этом, закачка в пласт составов может вестись как в нагнетательные скважины, так и в добывающие скважины (для ограничении газо- водопритока), а также в неработающие скважины, находящиеся на пути движения потоков нагнетаемых вод от нагнетательных к добываемым скважинам.
Основные требования к составам по регулированию охвата пластов заводнением и создаваемому гидродинамическому барьеру: технологичность применения, прочность, стойкость к разрушению во времени и экономическая целесообразность.
Известно большое количество методов снижающих проницаемость высокопроницаемых обводненных пропластков и повышающих охват пласта воздействием. К наиболее распространенным методам относятся: закачка загущенной полимерами воды, периодическая закачка в пласт силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.
Известны методы для глубокой обработки пласта и изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанные и внедренные на обводненных нефтяных залежах. В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков СaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Ca(OH)2 или гелеобразных систем.
Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4—10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени, в 1,5—2 раза. Эффект тампонирования достигается вследствие наличия у геля начального сдвига, но из-за малого его значения тампонирующий экран, полученный на его основе, быстро разрушается и размывается. Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, что позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при большой депрессии (до 20—25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности.
Способностью к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени, также обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым кальцием. С целью повышения стабильности осадков при повышении температуры до 70-800С в составы вводят добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью (например, ПАА, гипан, деман ВПК-402).
Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 700С и увеличением минерализации пластовой воды свыше 25-50 г/л, происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности их применения для повышения нефтеотдачи пластов. При проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 при закачке полимерных растворов происходит либо закупорка пор пласта и призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул полимера при движении через сужения пор.
В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния, водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура, и пропадает эффект загущения воды. С одной стороны, повышение вязкости закачанной композиции может просто развиваться с временной задержкой.
Известны, также и композиции, у которых увеличение вязкости по существу запускается повышением температуры, когда закачанная композиция постепенно нагревается в залежи до температуры месторождения. Композиции, вязкость которых возрастает только в условиях, имеющих место в формации, известны, например, как «термогели» или «системы замедленного желатинирования». Продуктивное
использование этих композиций возможно, но, только в месторождениях, температура которых превышает 60°С. Для «холодных» месторождений, имеющих температуру ниже 60°С, используют композиции, которые замешивают перед нагнетанием, при этом их вязкость сначала низка, а лишь после закачки в месторождение благодаря химическим реакциям формируются компоненты, которые повышают вязкость композиции.
Существуют способы регулирования охвата пластов заводнением, относящихся к использованию термотропной группы составов на основе композиций химических реагентов, увеличивающих реологические свойства гелей, получаемых в пластовых условиях.
Из RU2382174, опубликован 20.02.2010, известен способ изоляции зон поглощения в скважине, который заключается в закачке в зону поглощения на первом этапе вязко-упругого состава на основе композиции хлористого алюминия, карбамида и уротропина, а затем цементного раствора, приготовленного на разбавленном в 3-20 раз водном растворе указанных компонентов. Основным недостатком данного способа является низкая проникающая способность цементного раствора в пласт, в связи с чем, способ предназначен в основном для ремонта скважин - ликвидация зон поглощения непосредственно вблизи эксплуатационной колонны. Ввиду представленных недостатков использование указанного способа и составов для повышения нефтеотдачи пласта не целесообразно.
Из RU2598672, опубликован 27.09.2016, способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, предполагающий закачку в месторождение водных растворов реагентов через нагнетательную скважину отдельными порциями-оторочками, разделенными буферными оторочками воды. При этом один реагент (оторочка) включает уротропин и воду, а второй мочевину и воду. Кроме того, оторочки могут содержать соединения металлов или полуметаллов, способных формировать гели при добавлении основания, выбранные из группы, которую образуют соли Fe (II) и Fe (III), соли ванадия, соли циркония, соли алюминия (III) и коллоидные соединения кремния. Основным недостатком данного способа является не учет явления «поршневого характера» вытеснения указанных оторочек при движении по высокопроводящим каналам. «Поршневой характер» движения оторочек реагентов в высокопроводящих каналах, аналогичен движению в единичных трубках тока, в которых зона смешения минимальна, а, следовательно, и образующиеся гели характеризуются невысокой вязкостью. При движении по указанным каналам образовавшиеся гели препятствуют дальнейшему взаимодействию реагентов в оторочках. Образование новых порций геля может происходить только при разрушении ранее образованных гелей. При этом увеличивается объем буферной оторочки, концентрация реагентов в оторочках снижается, а процесс образования гелей растягивается на значительные расстояния, что и приводит к «размазыванию» геля на протяжении значительной длины высокопроводящего канала. В данном случае, эффект снижения проницаемости каналов невелик и существенно снижает эффективность способа. К этой группе принадлежат композиции, содержащие уротропин, мочевину и соли алюминия или соли других металлов.
Из RU2581070, опубликован 10.04.2016, известен способ обработки обводненного нефтяного пласта с применением коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт. В основу действия указанного способа заложен процесс коагуляции, который реализуется в пластовых условиях: частицы-загрязнители закачиваемой воды (ТВЧ, остатки нефти и частицы породы) захватываются адсорбционными центрами основных компонентов реагента «титановый коагулянт»:
соединения титана (TiO2) и алюминия (Al2O3) и образуют осадок, который имеет недостаточную прочность.
Разработанная технология имеет существенный недостаток – отсроченный технологический эффект, обусловленный необходимостью контакта реагента с большими объемами закачиваемой воды (в 50-100 раз превышающие объем закачиваемого рабочего агента) для извлечения из закачиваемой воды нефтепродуктов и взвешенных частиц, используемых при формирования осадка – продукта коагуляции. В случае применения закачиваемой воды с недостаточным количеством взвешенных частиц и нефтепродуктов, процесс коагуляции отсутствует, и данная технология неэффективна, что ограничивает область применения состава.
Из RU2250367, опубликован 20.04.2005, известен состав для водоизоляции низкотемпературных пластов, содержащий хлорное железо, карбамид, уротропин и воду. Недостатком состава, являются недостаточные структурно-механические свойства образующихся гелей (вязкость и прочность), что обуславливает кратковременный эффект, в результате их размывания и необходимости выполнения повторных обработок, что существенно снижает технико-экономические показатели применения состава.
Известны способы для разработки нефтяного месторождений, раскрытый в патентах RU2693104, опубликован 01.07.2019 («Реагент ТК-2») и RU2716316, опубликован 11.03.2020 («Реагент ТК-10»), в которых указанный выше недостаток устранен путем введения в состав дополнительных компонентов - гидроксохлорида алюминия и карбамида. Карбамид при температуре пласта выше 60-700С гидролизуется с выделением аммиака, что повышает pH среды, а добавка титанового коагулянта упрочняет (армирует) образующийся гель. В результате соли алюминия образуют гели, которые снижают подвижность воды и увеличивают подвижность нефти в пласте. Существенным недостатком этих технологии является то, что в пластовых условиях инициация взаимодействия карбамида с гидроксохлоридом алюминия и компонентами титанового коагулянта (гидроксохлоридами и хлоридами алюминия) при температурах пластов ниже 60-700С не происходит, в связи с чем, гели не образуются, что приводит к ограничению применения состава в нефтяных пластах от 20 до 600С.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ из патента RU2066743, опубликован 20.09.1996, повышения нефтеотдачи пластов с применением состава, содержащего в мас.%: карбамид 4-16, алюминий хлористый или азотнокислый 2-4, уротропин 2-8 и воду, который можно использовать для пластов с пластовой температурой ниже 600С. Технология с применением указанного состава имеет существенный недостаток – прочностные свойства гелей ухудшаются во времени, происходит старение гелей с выделением жидкости и последующим их разрушением. Кроме того, хлористый алюминий токсичен при попадании в организм, обладает коррозионной активностью. В безводном виде представляет бесцветные кристаллы, дымящие вследствие гидролиза во влажном воздухе, выделяя хлороводород.
Задачей предлагаемого изобретения является создание способа повышения нефтеотдачи пластов с применением состава, способного к образованию прочного геля внутри пласта с температурами 20-600C, что позволяет блокировать его обводненные высокопроницаемые участки.
Раскрытие изобретения
Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в повышении эффективности способа повышения нефтеотдачи пластов за счет улучшения реологических свойств образующегося геля (прочность), возможности применения способа для объектов с температурой 20-600C, в увеличении дополнительной добычи нефти и снижении добычи попутнодобываемой воды, что в целом позволяет повысить технико-экономические показатели применения. За счет регулирования температуры и времени образования геля отмечается увеличение охвата пластов заводнением на 10-25%, а нефтеотдачи залежи на 0,01-1%. Кроме того, использование сырья в виде титанового коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, существенно снижает затраты на производство требуемых химических реагентов, а так же является экологически безопасным для человека и окружающей среды.
Указанный технический результат достигается применением способа повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в нефтяной пласт реагента, включающего соль алюминия, карбамид, уротропин, причем реагент дополнительно содержит титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, в качестве соли алюминия - гидроксохлорид алюминия, а закачивают 10-30 мас.%-ную водную суспензию реагента следующего состава, в мас.%:
Титановый коагулянт 10 - 30
Гидроксохлорид алюминия 10 - 20
Карбамид 30 - 40
Уротропин 10 - 30.
Карбамид при температурах менее 600С не реагирует с титановым коагулянтом и соединениями алюминия. В пластовых условиях при температурах раствора 20-600С уротропин инициирует взаимодействие карбамида с одним из компонентов титанового коагулянта – хлористым алюминием и гидроксохлоридом алюминия, что приводит к образованию прочного геля.
При этом для увеличения охвата пластов заводнением через нагнетательную скважину, используют 10-30 мас.% раствор в объеме 5-50 м3 на метр перфорированной толщины пласта, а для ограничения газо-водопритока в скважину, используют 10-30 мас.% раствор в объеме 1-30 м3 на метр перфорированной толщины пласта.
Титановый коагулянт представляет собой сложную композицию на основе хлорсодержащих соединений титана и алюминия (титана диоксида, алюминия трихлорида гексагидрата, алюминия хлорида гидроксида, алюминия гидроксида). Водный раствор (суспензия) коагулянта является неорганическим полимером.
Титановый коагулянт представляет собой белый мелкодисперсный порошок с низкой объемной плотностью 0,80±0,1 г/см3, при смешивании с водой образует суспензию, размер частиц растворенного в воде коагулянта – около 5 мкм. В диапазоне концентраций 1-30% водный раствор является ньютоновской жидкостью, при этом раствор имеет рН=3-5. Содержащиеся в коагулянте соединения титана (TiO2) и алюминия (Al2O3), дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В целом, образованный гель, представляющий собой высоковязкую слабоподвижную или неподвижную гелеобразную систему, увеличивает фильтрационные сопротивления в промытых высокопроводящих фильтрационных каналах, что приводит к перераспределению закачиваемых вод и увеличению охвата пластов заводнением.
Водный раствор предлагаемого состава, представляет собой суспензию, содержащую нерастворимые частицы коагулянта, упрочняют (армируют) образующийся гель, который по своим прочностным характеристикам превосходит известные термогели-аналоги,
применяющиеся для низкотемпературных пластов (термотропные составы «Галка - НТ», «Галка - У», «Галка-Термогель»). Кроме того, учитывая адсорбционные свойства частиц титанового коагулянта, у гелей предлагаемого состава отсутствуют явления синерезиса.
Эффективность состава была подтверждена лабораторными исследованиями. Изучено влияние времени и температуры гелеобразования в зависимости от концентрации титанового коагулянта, гидроксохлорида алюминия, карбамида и уротропина. Водный раствор предлагаемого состава, представляет собой суспензию, содержащую нерастворимые частицы коагулянта, которые существенно упрочняют (армируют) образующийся гель, который по своим структурно-механическим характеристикам превосходит известные гели-аналоги применяющиеся для низкотемпературных пластов (RU2066743, RU2250367). Повышение структурно-механических свойств гелей в комплексе с отсутствием синерезиса, значительно повышают технологические показатели эффективности, предлагаемого состава, выражающиеся в увеличении дополнительной добычи нефти, а также снижении добычи попутнодобываемой воды, что в целом позволяет повысить технико-экономические показатели применения, как самого состава, так и показателей разработки месторождения нефти и газа, в целом.
Отличительной особенностью образующегося при применении способа геля заявленного состава («Реагент ТК-4») от состава, например, из патента RU2693104 («Реагент ТК-2») или RU2716316 («Реагент ТК-10») являются новые свойства: после закачки водного раствора заявляемого состава реагента, в пластовых условиях при температурах 20 – 60оС образуется термотропный гель (первичный механизм), являющийся гидродинамическим барьером, образованный за счет растворимых компонентов титанового коагулянта. При этом, с применением состава «Реагент ТК-2» или «Реагент ТК-10» в указанном температурном диапазоне, гели не образуются. А в сравнении с прототипом RU2066743 прочностные свойства образующихся гелей не ухудшаются во времени, не происходит старение и разрушение гелей.
В процессе последующей прокачки воды и нахождению в пласте, образованный гель, обладающий более высокими прочностными характеристиками по отношению к широко применяемым термотропным составам (например, «Галка–НТ», «Галка–У», «Галка-Термогель») со временем будет подвергаться разрушению (размыву).
Однако, по мере разрушения первичного гидродинамического барьера – термотропного геля, будут высвобождаться нерастворимые компоненты титанового коагулянта (TiO2, Al2O3). При этом, начинает реализовываться вторичный механизм гелеобразования на основе процессов коагуляции: при контакте с механическими примесями и нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде, освобожденные адсорбционные центры нерастворимых компонентов, послужат основой для формирования вторичного гидродинамического барьера.
Указанный способ с применением «Реагент ТК-4» способствует образованию очень прочного и устойчивого во времени геля внутри пласта с температурами 20-600C, что позволяет блокировать его обводненные высокопроницаемые участки.
Осуществление изобретения
Потокоотклоняющие технологии основаны на закачке в нагнетательные скважины растворов реагентов. Целью указанных технологий является, образование в пластовых условиях высоковязких или не текучих систем (гели, осадки и пр.), снижающих проницаемость обводненных высокопроницаемых прослоев пласта, вплоть до их
блокирования с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины.
Технология закачки в нагнетательные скважины состава на основе титанового коагулянта, гидроксихлорида алюминия, карбамида и уротропина, относится к категории потокоотклоняющих, а при закачке в добывающие скважины – к технологиям ограничения газо-водопритока.
В результате этого, происходит выравнивание профилей приемистости скважин, уменьшение прорывов воды в добывающие скважины и вовлечение в процессы вытеснения пропластки и участки залежей, ранее слабо охваченные или неохваченные активной разработкой, что в свою очередь способствует повышению нефтеотдачи пластов.
Эффективность применения технологии оценивается по количеству дополнительно добытой нефти на одну обработку нагнетательной или добывающей скважины (скв./операцию).
Для разных объектов (в зависимости от геолого-физических свойств - ГФХ и состояния разработки залежей нефти) дополнительная добыча изменяется от 100 до 8000 тонн нефти. Прямую зависимость между концентрацией раствора «Реагента ТК-4» (по изобретению) и дополнительной добычей привести сложно, поскольку концентрация раствора в первую очередь определяется приёмистостью нагнетательных скважин (ГФХ) при выборе стратегии обработок и объемом высокопроводящих каналов.
Технология обработки нагнетательных скважин заключается в следующем:
Выбирается концентрация рабочего агента.
Выбор концентрация рабочего агента зависит от проницаемости и эффективной мощности пласта и фактической приемистости нагнетательной скважины, которая является производной фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) объекта, то есть от толщины, пористости, проницаемости коллектора, наличия высокопроницаемых каналов и т.д.
Рекомендуемые концентрации и объемы закачки реагента от приемистости скважины представлены в таблице 1.
Таблица 1
Технологические параметры обработки пласта в зависимости от приемистости скважин
| Приемистость нагнетательной скважины, м3/сут. | Концентрация реагента, % | Объем закачки раствора реагента на 1 м перфорированной мощности, м3 |
| 50-500 | 10 - 20 | 5-10 |
| 500-1000 | 15 - 20 | 10-20 |
| > 1000 | 20 - 30 | 20-50 |
1.2. Выбор объема закачки реагента индивидуальный для каждой скважины. Объём закачиваемого реагента выбирают с учетом результатов трассерных исследований, которые проводят по общепринятым методикам, и позволяют определить суммарные объемы высокопроницаемых фильтрационных каналов (эффективный объем трубок тока). С учетом коэффициента запаса, рекомендуемый общий объём одной обработки составляет 1,0-2,0 указанного объема суммарных эффективных трубок тока и составляет 50 – 10 000 м3.
Состав применяют путем растворения в воде в соотношении от 3:7 (для концентрации 30 мас.%) до 1:9 (для концентрации 10 мас.%) непосредственно перед закачкой в скважину.
Состав фасуется в мешки по 25 кг или в биг-бэги массой 500-1200 кг. Перед использованием тара вскрывается. Реагент можно растворять в промежуточной емкости, а затем закачивать раствор в скважину, или дозировать через эжектор в водовод в скважину. При этом, растворение титанового коагулянта, гидроксихлорида алюминия и карбамида производится в одной промежуточной емкости, а уротропина – в другой. Смешивание производится непосредственно при закачке растворов в скважину.
Применение потокоотклоняющих технологий эффективно на всех стадиях разработки, и в обязательном порядке технологии должны применяться в неоднородных по проницаемости пластах в связи со снижением коэффициента полезного действия закачиваемой воды, движущейся по высокопроводящим каналам фильтрации (трубкам тока) без совершения полезной работы по вытеснению нефти.
Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Выполняют отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента – водного суспензионного раствора «Реагента ТК-4» через нагнетательные или добывающие скважины. Анализируют состояние разработки месторождения по величине добычи нефти и обводненности продукции по-скважинно, профилям приемистости и величине приемистости нагнетательных скважин.
2. Технология обработки добывающих скважин заключается в следующем:
2.1. Выбирают концентрацию реагента. Выбор концентрации реагента зависит от проницаемости и эффективной мощности пласта и фактической продуктивности пласта добывающей скважины, которая является производной фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) объекта, то есть от толщины, пористости, проницаемости коллектора, наличия высокопроницаемых каналов и т.д.
Рекомендуемые концентрации и объемы закачки реагента от продуктивности добывающей скважины представлены в таблице 2.
Таблица 2
Технологические параметры обработки пласта в зависимости
от продуктивности пласта скважин
| Продуктивность пласта добывающей скважины, м3/сут./МПа | Концентрация реагента, мас.% | Объем закачки раствора реагента на 1 м перфорированной мощности, м3 |
| < 1,0 | 10-20 | 1-10 |
| 1,0-10,0 | 20-30 | 10-20 |
| > 10,0 | 25-30 | 20-30 |
2.2. Выбор объема закачки реагента индивидуально в каждую скважину.
2.2.1. Необходимый объем закачки может определяться из расчета: в объеме половины суточной добычи жидкости, но не менее 30 м3.
2.2.2. При отсутствии детальной информации о фильтрационно-емкостных свойств пласта для горизонтальных скважин, необходимый объём для закачки возможно определять исходя объема интервала (длина участка, объем пор) с поступлением воды или газа в скважину и необходимостью обеспечить радиус изоляции от 5 до 50 м, в зависимости проницаемости обводненного интервала пласта или интенсивности водопритока.
При проницаемости пласта:
- 100 – 500 мД, радиус изоляции составляет 5-20 м;
- 500 – 1000 мД, радиус изоляции составляет 20-30 м;
- 1000 – 5000 мД, радиус изоляции составляет 30-50 м.
Состав применяют путем растворения в воде в соотношении 3:7 (для концентрации 30 мас.%) и 1:3 (для концентрации 25 мас.%) непосредственно перед закачкой в скважину. Состав фасуется в мешки по 25 кг для удобства работы обслуживающему персоналу или в биг-бэги массой 500 и 1200 кг. Перед использованием тара вскрывается. Реагент могут растворять в промежуточной емкости, полученный раствор закачивать в скважину, или дозировать через эжектор в водовод в скважину. При этом, растворение титанового коагулянта, гидроксихлорида алюминия и карбамида проводятся в одной промежуточной емкости, а уротропина – в другой. Смешивание производится непосредственно при закачке растворов в скважину.
Применение водоизолирующих технологий эффективно на всех стадиях разработки, и, в обязательном порядке, технологии должны применяться в неоднородных по проницаемости пластах в связи с преждевременными прорывами воды в добывающие скважины и снижением добычи нефти, при наличии в разрезе продуктивных пластов невыработанных пропластков.
Разрабатывают неоднородное многопластовое многоэлементное нефтяное месторождение. Выполняют отбор продукции через добывающие скважины, закачку рабочего агента – водного суспензионного раствора «Реагента ТК-4» через добывающие скважины. Анализируют состояние эксплуатации добывающей скважины по величине дебита по нефти и жидкости, обводненности продукции.
Примеры осуществления изобретения
В опытах использовались следующие реагенты:
1. Титановый коагулянт ТУ 2163-002-877-07-082-2013;
2. Карбамид марки ГОСТ 2081-2010;
3. Гидроксохлорид алюминия ТУ 2163-069-002-05067-2007;
4. Уротропин ТУ 2478-037-00203803-2012;
5. Вода.
Расчетное количество полученного термотропного гелеобразующего состава помещали в стеклянную колбу, добавляли необходимое количество технической воды, полученные растворы тщательно перемешивали, закрывали и помещали в термошкаф при заданной температуре. Контроль проводился визуальным способом. При температурах 20-90°C исследуемые растворы помещались в термошкафы. Результаты испытаний и физико-химические характеристики термотропных составов на основе реагента приведены в Таблице 3.
Для закачки в пласт суспензию «Реагента ТК-4» готовят на поверхности путем добавления в закачиваемую воду.
При этом способ достаточно прост и технологичен, позволяет увеличить охват пластов заводнением на 10-25 % (в зависимости от профиля приемистости нагнетательных скважин), нефтеотдачу залежи на 0,01-1%.
Пример.
Выделяют участок залежи со средней обводненностью продукции около 80% и с приемистостью нагнетательных скважин до 80-150 м3/сут. Залежь имеет следующие характеристики: толщина продуктивного пласта - 8 м, глубина водонефтяного контакта - 1580 м, пластовое давление - 15,7 МПа, пластовая температура - 26°C, пористость - в пределах от 16 до 22%, проницаемость – 90*10-3 мкм2, начальная нефтенасыщенность - 0,68, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях - 8,2 МПа·с, плотность нефти - 0,868 г/см3, минерализация пластовой воды - 180 г/л. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,31.
Залежь разрабатывают с применением заводнения. Для обработки выбирают рабочий агент – водная суспензия «Реагента ТК-4», содержащая 20 мас.% реагента и закачивается через 6 нагнетательных скважин, из добывающих скважин ведется отбор продукции – обводненная жидкость со средней долей нефти около 5-30%.
Обработка нагнетательных скважин заключается в закачке водных растворов реагента в объеме 50 - 10 000м3 на 1 нагнетательную скважину. После обработки нагнетательных скважин, разработку месторождения продолжают в прежнем режиме.
В результате проведения мероприятий текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,32
Примеры осуществления изобретения и физико-химические свойства состава на основе реагента приведены в Таблице 3.
Таблица 3
Физико-химические характеристики термотропных составов
| п/п | Компонентный состав, мас.% | Концентр. суспензии, % масс. |
Температура исследований, оС | ||||||||
| 20 | 60 | 90 | |||||||||
| ТК | ГХА | Карбамид | Уротропин | Время гелеобразования, час. |
Эффективн. вязкость при скорости сдвига, 10 с-1, мПа |
Время гелеобразования, час. |
Эффективная вязкость при скорости сдвига, 10 с-1, мПа |
Время гелеобразования, час. |
Эффективная вязкость при скорости сдвига, 10 с-1, мПа |
||
| ТК-2 | 30 | 10 | 60 | - | 20 | гель отсут. | 1,5 | гель отсут. | 1,45 | 6,9 | 9809 |
| 40 | 20 | 40 | - | 20 | гель отсут. | 1,5 | гель отсут. | 1,45 | 7,1 | 10212 | |
| ТК-10 | 30 | 40 | 30 | - | 25 | гель отсут. | 1,55 | гель отсут. | 1,5 | 11 | 41645 |
| 35 | 15 | 50 | - | 30 | гель отсут. | 1,6 | гель отсут. | 1,55 | 15 | 73144 | |
| 10 | 20 | 40 | 10 | 10 | 16 | 1 280 | 4,0 | 1364 | 1 | 1428 | |
| 10 | 20 | 40 | 10 | 20 | 14 | 4 832 | 3,8 | 5018 | 0,5 | 5261 | |
| 10 | 20 | 40 | 10 | 30 | 12 | 12 489 | 3,6 | 15011 | 0,3 | 15143 | |
| 20 | 10 | 30 | 10 | 30 | 17 | 9 406 | 4,0 | 14690 | 0,35 | 14785 | |
| ТК-4 | 30 | 10 | 30 | 10 | 30 | 17,5 | 9 022 | 4,1 | 14601 | 0,37 | 14699 |
| 10 | 20 | 40 | 30 | 30 | 4,8 | 20175 | 1,6 | 22544 | 0,1 | 22956 | |
| 20 | 10 | 30 | 30 | 30 | 6,0 | 17991 | 2,0 | 21897 | 0,2 | 22001 | |
| 30 | 10 | 30 | 30 | 30 | 6,6 | 16875 | 2,4 | 20670 | 0,2 | 20812 | |
| RU 2066743 (прототип) |
- | 20 | 40 | 40 | 20 | 2 | 3200 | 1,0 | 3900 | 0,5 | 2900 |
| - | 15,4 | 61,5 | 23,1 | 26 | 2 | 1830 | 2,0 | 3100 | 1 | 2800 | |
| - | 16,7* | 66,6 | 16,7 | 24 | 4 | 100,0 | 4 | 865 | 1 | 1200,0 | |
| RU 2598672 | - | 30** | 45,0 | 25 | 30 | 3,8 | 6800,0 | 3,8 | 6320 | 1 | 4684,0 |
* вместо ГХА использовался алюминий азотнокислый ** вместо ГХА использовалось хлорное железо
1. Способ повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в нефтяной пласт реагента, включающего соль алюминия, карбамид и уротропин, отличающийся тем, что реагент дополнительно содержит титановый коагулянт, полученный из титансодержащей руды лейкоксен, в качестве соли алюминия - гидроксохлорид алюминия, закачивают 10-30 мас.%-ную водную суспензию реагента следующего состава, мас.%:
| Титановый коагулянт | 10-30 |
| Гидроксохлорид алюминия | 10-20 |
| Карбамид | 30-40 |
| Уротропин | 10-30 |
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для увеличения охвата пластов заводнением через нагнетательную скважину используют суспензию в объеме 5-50 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для ограничения газоводопритока в скважину используют суспензию в объеме 1-30 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта.
