способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин гелеобразующим составом, отличающийся тем, что призабойная зона предварительно обрабатывается гидрофобизирующим составом в виде водного раствора катионоактивного ПАВ в концентрациях 0,05 - 1%, после чего производится закачка гелеобразующего состава.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области увеличения нефтеотдачи пласта, а именно к технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины и интенсификации добычи нефти.

Известно, что для выравнивания профилей приемистости широко используются различные гелеобразующие композиции [Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Кобяков Н.И., Телин А.Г., Алмаев Р.Х., Хиснуллин М.Х., Ильясов А.Н.// Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений], [Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Кобяков Н.И., Муслимов Р.Х., Телин А.Г., Ким М. Б. , Хазипов Р.Х. // Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин.]. Недостатком этих методов является их сильное взаимодействие с породами пласта, в результате которого основная масса закачиваемых композиций задерживается в призабойной зоне пласта недалеко от ствола нагнетательной скважины.

В последнее время для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин стали применяться сложные композиции гелеобразующих систем, включая и поверхностно-активные вещества (ПАВ) [Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б. , Халимов Э.М.-]. При этом не учитываются особенности поведения ионогенных и неионогенных ПАВ в условиях пластовых вод, взаимодействие их с реагентами, составляющими гелеобразующие композиции, а также взаимодействие ПАВ с поверхностью породы. Неучет перечисленных факторов снижает эффективность действия используемых в настоящее время осадкообразующих композиций.

С целью повышения эффективности действия гелеобразующих композиций авторами предлагается следующая последовательность технологических операций при обработке призабойной зоны нагнетательных скважин.

Призабойная зона предварительно обрабатывается гидрофобизирующим составом на основе катионоактивного ПАВ. В результате обработки поверхность коллектора покрывается монослоем из молекул ПАВ, причем заряженная часть молекул ориентируется на поверхность коллектора, а гидрофобная часть простирается в поровое пространство. Благодаря селективной ориентации полярных молекул ПАВ происходит гидрофобизация порового пространства, что препятствует интенсивному координационному взаимодействию реагентов гелеобразующих составов с поверхностью породы. Затем производят закачку гелеобразующего состава.

В предложенной схеме закачки основная масса гелеобразующих реагентов не вступает во взаимодействие с поверхностью породы, обработанной гидрофобизатором, и продолжает движение вместе с потоком нагнетаемой жидкости. В наиболее промытой зоне пласта наступает выравнивание пластового давления между нагнетательной и добывающей скважиной с обращением градиента где X= X₀ -координата нулевого градиента пластового давления. При этом скорость потока жидкости уменьшается и способствует закреплению геля. Толщина слоя гелеобразной структуры в наиболее узкой промытой зоне может составить несколько метров в зависимости от эффективного диаметра промытой зоны. Благодаря значительной толщине экранирующего слоя гелиевой структуры отсутствует возможность прорыва воды через защитный экран путем его размыва. В разработку вступают зоны с более низкой проницаемостью.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется примерами.

Испытания селективной технологии доставки гелеобразующей композиции были проведены в лабораторных условиях на моделях пласта Суторминского месторождения и промысловых условиях на опытном участке Суторминского месторождения.

Фильтрационные испытания селективной ступенчатой технологии доставки гелеобразующей композиции проводились на керновом материале пласта БС₁₀ Суторминского месторождения по стандартной методике (отношение проницаемости по воде между параллельно подключенными кернами равнялось 5). В эксперименте применяли изовясткосную модель нефти пласта БС₁₀ Суторминского месторождения. Фильтрация осуществлялась при пластовой температуре. Нефть из нефтенасыщенной модели сначала вытесняли пластовой водой Суторминского месторождения до достижения постоянного значения коэффициента вытеснения нефти. По мере достижения равновесия закачали оторочку 5% раствора гелеобразующей системы в количестве 0.5 порового объема модели. В качестве гелеобразующей системы применялся водный раствор полиакриламида (ПАА) со сшивателем. После закачки фильтрацию останавливали для гелеобразования, после чего вытеснение продолжалось пластовой водой. Вторая серия опытов включала закачку водного раствора катионоактивного ПАВ концентрацией (0.05, 0.5, 1%) с выдержкой на реагирование в течение 24 часов с последующей закачкой гелеобразующей системы по выше приведенной методике. В качестве катионоактивных ПАВ-гидрофобизаторов нами опробован широкий класс соединений - четвертичные аммонийные соли с укороченными (ТЭБАХ) и удлиненными алкильными радикалами (Нефтенол ГФ и ИВВ-1).

Нефтенол ГФ - реагент фирмы "Химеко-ГАНГ" для повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. //Горбунов А.Т., Крянев Д.Ю.//.

ТЕБАХ - триэтилбензиламмонийхлорид выпускается согласно ТУ-05763458-146-92. Использовался в виде водного раствора триэтилбензиламмонийхлорида, получаемого в результате взаимодействия триэтиламина и бензилхлорида в водной среде.

Триэтилбензиламмонийхлорид используется в качестве катализатора межфазного переноса в различных химических процессах.

Структурная формула [(C₂H₅)₃N⁺CH₂C₆H₅]Cl^-

ИВВ-1 - смесь алкилметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и бензилхлорида. Водный раствор должен изготавливаться в соответствии с требованиями ТУ-6-01-1-407-89.

Конечный коэффициент нефтеотдачи, полученный в ходе фильтрационных испытаний технологии селективной ступенчатой технологии изоляции водопромытых зон пласта, приводится в таблице.

Опытно-промысловые испытания технологии ступенчатой селективной доставки гелеобразующей композиции проводятся на Суторминском месторождении ОАО "Ноябрьскнефтегаз". В качестве катионоактивного ПАВ выбрали применяемый в объединении водный раствор гидрофобизатора Нефтенол ГФ. По утвержденному плану промысловых испытаний произвели обработку призабойной зоны одной скважины на опытном участке ЦДНГ-7 пласт БС11. Первоначально закачали 100 м³ водного раствора Нефтенол ГФ [Применение химических реагентов АО "Химеко-ГАНГ" для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.// Горбунов А.Т., Петраков А. М. , Каюмов Л.Х., Крянев Д.Ю., Магаданов Р.С., Силин М.А., Чистяков А. Ю.] концентрацией по активному веществу 0.25%. Скважину остановили на реагирование в течение суток. Затем произвели закачку гелеобразующей композиции в объеме 100 м³ и запустили скважину в работу.

Литература.

1. Ибрагимов Г.3., Хисамутдинов Н.И., Кобяков Н.И., Телин А.Г., Алмаев Р. Х., Хиснуллин М.Х., Ильясов А.Н.// Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 54 с.

2. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.3., Кобяков Н.И., Муслимов Р.Х., Телин А. Г. , Ким М.Б., Хазипов Р.Х. // Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. - М.: ВНИИОНГ, 1990 - 40 с.

3. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б., Халимов Э.М. - М.: Недра, 1983 - 206 с.

4. Применение химических реагентов АО "Химеко-ГАНГ" для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.//Горбунов А.Т., Петраков А.М., Каюмов Л.Х., Крянев Д.Ю., Магаданов Р.С., Силин М.А., Чистяков А.Ю.// Нефтяное хозяйство 12.1997, 65.