способ разработки обводненной нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в скважины изолирующего материала, который закачивают одновременно в виде водных растворов полиакриламида ПАА и ацетата хрома, отличающийся тем, что изолирующий материал, объем которого составляет 50 - 500 м³, закачивают параллельными потоками водного раствора ПАА и водного раствора ацетата хрома, содержащего дополнительно стабилизатор - хлорид аммония, с содержанием компонентов в таком соотношении, при котором в пласте образуется гель по всему объему с трехмерной сшитой структурой, полученный при следующем содержании компонентов изолирующего материала, мас.%:

ПАА - 0,3 - 0,5

Ацетат хрома - 0,03 - 0,1

Хлорид аммония - 0,2 - 0,5

Вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изменению профиля приемистости нагнетательных скважин, изоляции обводненных интервалов в добывающих скважинах, созданию разделительных экранов между пропластками и при ремонтных работах.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида ПАА и суспензии дисперсных частиц (1).

Недостатком данного способа является кратковременность эффекта, так как не обеспечивается сшивка полимера.

Наиболее близким аналогом является способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий закачку в скважины изолирующего материала - водного раствора частично гидролизованного полиакриламида - ПАА 0,001-0,1%-ной концентрации и совместно или одновременно раствора сшивателя - ацетата хрома и глинистой суспензии (2).

Задачей изобретения является обеспечение регулирования разработки нефтяных месторождений с широким диапазоном применения для зон пласта с любой проницаемостью, создание изолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами и увеличение продолжительности эффекта.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи, включающем закачку в скважины изолирующего материала, который закачивают одновременно в виде водных растворов полиакриламида - ПАА и ацетата хрома, согласно изобретению изолирующий материал, объем которого составляет 50 - 500 м³, закачивают параллельными потоками водного раствора ПАА и водного раствора ацетата хрома, содержащего дополнительно стабилизатор - хлорид аммония, с содержанием компонентов в таком соотношении, при котором в пласте образуется гель по всему объему с трехмерной сшитой структурой, полученный при следующем содержании компонентов изолирующего материала, мас.%: ПАА 0,3 - 0,5: ацетат хрома 0,03 - 0,1; хлорид аммония 0,2 - 0,5; вода остальное.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи в скважины закачивают оторочки изолирующих растворов, которые не содержат дисперсных частиц, способных закупорить прискважинную зону пласта, но обладая вязкостью 20 - 30 мПас, при закачке их в пласт создают повышенное фильтрационное сопротивление и увеличивают охват пласта воздействием как по мощности пласта, так и по его простиранию.

Для улучшения прочности сшитого геля и увеличения продолжительности эффекта за счет снижения термической деструкции полимера, готовится водный раствор ПАА и отдельно готовится раствор сшивателя со стабилизатором. Затем оба раствора параллельными потоками закачиваются в пласт. В пласте при повышенной температуре происходит сшивка полимера с образованием геля, имеющего трехмерную структуру, обладающего высокой прочностью на сдвиг и механической релаксацией. Такие свойства сшитого геля обеспечат устойчивость изолирующего экрана при перепадах давления в процессе нагнетания вытесняющего агента, в целом они обеспечивают надежную изоляцию высокопроницаемых и трещиноватых зон, увеличение охвата пластов воздействием и вовлечение в разработку ранее не охваченных зон. Объем оторочки выбирается в зависимости от мощности пласта и удаленности промытых зон.

В добывающих скважинах эти свойства обеспечивают надежную изоляцию высокообводненных пропластков и разделительного экрана в зоне водонефтяного контакта.

Физико-химические свойства сшитого геля исследовались в лабораторных условиях путем определения вязкости рабочего раствора, времени гелеобразования при 20 и 70^oC; показателя прочности статического напряжения и пластичности при многократном приложении усилия на сдвиг.

Для сопоставительного анализа готовились растворы по прототипу и предлагаемому решению.

Пример приготовления геля. Раствор готовят в определенной последовательности: навеску полиакриламида 0,5 г взвешивают на весах и растворяют в половине расчетного количества воды при постоянном перемешивании, во второй части оставшейся воды растворяют расчетное количество сшивателя - 0,1 г ацетата хрома и стабилизатора - 0,4 г хлорида аммония, затем оба раствора соединяют при интенсивном перемешивании. Все другие растворы готовят аналогично. Готовые растворы используют для определения прочностных свойств, времени сшивки геля. Время начала образования определяют по изменению вязкости раствора. Прочность сшитого геля определяли по величине статического напряжения сдвига. Исследования проводились на вискозиметрической системе RM - 180. Для определения объема сшитого геля его помещали в термостат в градуированных пробирках.

Результаты лабораторных исследований приведены в таблице 1, из которой видно, что изолирующий материал в предлагаемом способе, дополнительно содержащий стабилизатор, (оп. 4,6), имеет улучшенные показатели: прочность при сдвиге 900 Па, термостабильность - 12 месяцев и наличие сшитого геля по всему объему.

В таблице 2 приведены результаты измерений напряжения сдвига при многократном приложении усилия к одному образцу, из которых видно, что изолирующий материал, содержащий стабилизатор, обладает способностью к релаксации, т. е. обладает пластичностью и не разрушается при изменении давления в процессе нагнетания вытесняющего агента.

Время сшивки удовлетворяет технологическим требованиям, так как при температуре 20^oC сшивка начинается через 10 часов, что позволяет без осложнения закачать его в пласт. При 70^oC время образования геля составляет 25 - 40 мин, после чего он приобретает устойчивость к пластовым флюидам.

Для определения закупоривающих свойств материалов по предлагаемой технологии в лаборатории проведены исследования на искусственных линейных моделях длиной 110 - 120 мм, диаметром 30 - 35 мм. Исследования проводились стандартным методом: вначале определялась начальная проницаемость модели при прокачке пластовой воды, затем прокачивали изолирующий состав и выдерживали модель в течение суток при комнатной температуре для сшивки геля. После выдержки вновь прокачивали пластовую воду и по результатам опыта определяли степень изоляции.

Результаты исследования приведены в таблице 3, из которой видно, что коэффициент изоляции по предлагаемой технологии значительно выше, чем по прототипу.

В промысловых условиях технологический процесс осуществляется следующим образом. В одну емкость 25 м³ набирается расчетное количество пресной или минерализованной воды и при постоянном перемешивании засыпается расчетное количество ПАА, в другой емкости готовится 25 м³ ацетата хрома и хлорида аммония. Оба раствора одновременно, параллельными потоками закачивают через активатор при помощи двух агрегатов ЦА-320. В процессе закачки происходит полное смешение жидкостей с образованием гелеобразующего состава, который продавливается в пласт 10 ³ воды. Закачка оторочек изолирующих растворов повторяется до достижения запланированного объема изолирующего экрана. Оптимальный объем закачки выбирается в зависимости от мощности пласта и удаления промытых зон и определяется по общепринятым методикам исходя из фильтрационно-емкостных и геологических особенностей пласта.

Предлагаемый способ позволит повысить нефтеотдачу пласта за счет расширения диапазона применения предлагаемого способа для зон пласта с любой проницаемостью, создать большеобъемные изолирующие экраны с улучшенными технологическими параметрами - прочности, замедленной скорости термической деструкции - и увеличить продолжительность эффекта.

Источники информации:

1. Патент РФ N 2090746, E 21 В 43/22, 20.09.1997.

2. Патент РФ N 2135756, E 21 В 43/22, 27.08.1999.