Патент на изобретение №2169258

(54) СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

(57) Реферат:

Способ относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи залежи. В способе выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающем закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,1 – 3,0, полиакриламид 0,005 – 0,5, сшиватель 0,01 – 0,2, вода остальное, при этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Причем при высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 – 10,0 мас.%. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт раствора полимерного материала со сшивателем и суспензию дисперсных систем. (Патент РФ N 1731942, кл. E 21 B 43/22, опубл. 1992 г.).

Известный способ имеет низкую эффективность вследствие низкой устойчивости сшитой полимерной системы за счет синерезиса.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности (прототипом) является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку полимерных растворов со сшивателем с образованием гелей в пласте (С.В. Усов и др. “Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами. “Нефтяное хозяйство. N 7, 1991 г., с. 41-43).

Известный способ малоэффективен вследствие синерезиса. Кроме того, на поздней стадии разработки нефтяного месторождения возникает необходимость частого повторения операций известного способа. Из-за депрессионного воздействия в призабойной зоне гель разрушается и эффект изоляции высокопроницаемых зон уменьшается. В результате нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающем закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, согласно изобретению в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при соотношении компонентов, мас. %: карбоксиметилцеллюлоза 0,1 – 3,0, полиакриламид 0,005 – 0,5, сшиватель 0,01 – 0,2 и вода остальное, изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 – 10,0 мас.%.

Признаками изобретения являются:
1. Закачка изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды.

2. Использование в качестве изолирующего состава дисперсии в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при сотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,1 – 3,0, полиакриламид 0,005 – 0,5, сшиватель 0,01 – 0,2 и вода остальное.

3. Изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня.

4. При высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 – 10,0 мас.%.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2, 3 являются существенными отличительными признаками, признак 4 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения
При разработке нефтяных месторождений вследствие неоднородности пластов происходит неравномерное поступление рабочего агента в зоны пласта с разной проницаемостью и неравномерный отбор нефти из разных зон пласта. При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин проводят работы по снижению проницаемости высокопроницаемых зон и регулированию фронта заводнения продуктивного пласта. Однако эффект от этого бывает кратковременным, что негативно сказывается на нефтеотдаче пластов.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи пластов.

Задача решается следующей совокупностью операций.

При разработке неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений через добывающие скважины отбирают нефть и закачивают в пласт через нагнетательные скважины рабочий агент и периодически изолирующий состав – водный раствор полимеров со сшивателем. В качестве рабочего агента используют пресную или минерализованную воду. В качестве изолирующего состава используют дисперсии в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,1 – 3,0, полиакриламид 0,005 – 0,5, сшиватель 0,01 – 0,2 и вода остальное. В качестве сшивателя используют соли кальция, алюминия, хрома, например ацетат хрома. Время гелеобразования от нескольких часов до 10 сут. При большой приемистости скважины порядка более 500 м³/сут., когда скважина “глотает”, вместе с изолирующим составом закачивают наполнитель. В качестве наполнителя используют глину, древесную муку, мел и т.п. Количество наполнителя составляет 0,5 – 10,0 мас.%.

Изолирующий состав готовят непосредственно перед закачкой смешением компонентов до состояния дисперсии. В этом состоянии смесь обладает минимальной вязкостью. Для приготовления изолирующего состава используют карбоксиметилцеллюлозу по ТУ 2231-002-50277563-2000 и т.п., полиакриламид марки ДП 9-8177 и т.п., ацетат хрома по ТУ 2499-001-50635131-00.

Изолирующий состав продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Как правило, это расстояние составляет 3 и более м.

Изолирующий состав закачивают в несколько оторочек с изменяющейся прочностью геля. Для этого в первой оторочке используют изолирующий состав с повышенным количеством карбоксиметилцеллюлозы. Такой изолирующий состав обладает относительно высокой вязкостью и образует в пласте гель повышенной прочности. В последующих оторочках снижают количество карбоксиметилцеллюлозы. Тем самым снижают вязкость изолирующего состава. Конкретное количество карбоксиметилцеллюлозы определяют исходя из свойств пласта, обводненности нефти и т.п.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1700 – 1900 м, мощность пластов 3 – 6 м, пластовое давление 15 МПа, пластовая температура 36^oC, пористость 18 – 22%, проницаемость 300 – 800 мДс, плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см³, вязкость нефти в поверхностных условиях 5 мПа.с. Отбирают нефть через 100 добывающих скважин и закачивают рабочий агент – минерализованную воду, через 30 нагнетательных скважин. Для закачки раствора полимера выбирают одну нагнетательную скважину. Скважина принимает 490 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 11,2 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Среднесуточный дебит по жидкости трех добывающих скважин составляет 95 т/сут со средней обводненностью 89,1%. Через 3 суток, когда пластовое давление снизилось, через нагнетательную скважину закачивают изолирующий состав в объеме 250 м³ тремя равными оторочками. Первая оторочка состоит из 3,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,2% ацетата хрома и воды. Вторая оторочка состоит из 2,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,07% ацетата хрома и воды. Третья оторочка состоит из 0,1% карбоксиметиллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,01% ацетата хрома и воды. Первоначальная вязкость изолирующих составов составляет 80 – 110 мПас. Оторочки продавливают в пласт на расстояние не менее 3 м. Проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. После этого через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент. Образовавшийся в пласте гель отключил из разработки пласт, который принимал 37,5% воды и ограничил приемистость среднепроницаемого пласта до 100 м³/сут. В результате обводненность продукции снизилась до 65% и через три добывающие скважины добыто дополнительно 1500 т нефти.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Нагнетательная скважина принимает 900 м³/сут минерализованной воды с плотностью 1,062 г/см³ при давлении на устье 12 МПа. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 суток, когда пластовое давление снизилось, через нагнетательную скважину закачивают изолирующий состав в объеме 240 м³ тремя равными оторочками. Первая оторочка состоит из 2,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,5% полиакриламида, 0,2% ацетата хрома, 10% глинопорошка и воды. Вторая оторочка состоит из 1,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,5% полиакриламида, 0,07% ацетата хрома, 5% глинопорошка и воды. Третья оторочка состоит из 0,1% карбоксиметилцеллюлозы, 0,3% полиакриламида, 0,01% ацетата хрома, 0,5% глинопорошка и воды. Оторочки продавливают в пласт на расстояние не менее 3 м. Проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. После этого через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент. В результате приемистость нагнетательной скважины снизилась вдвое, обводненность нефти снизилась до 66%. Через три добывающие скважины добыто дополнительно 1800 т нефти.

Пример 3. Останавливают нагнетательную скважину. Три ближайшие добывающие скважины эксплуатируют в обычном режиме. Через 4 суток, когда пластовое давление снизилось, останавливают одну добывающую скважину и закачивают тремя равными оторочками 220 м³ изолирующего состава. Первая оторочка состоит из 3,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,5% полиакриламида, 0,2% ацетата хрома и воды. Вторая оторочка состоит из 2,0% карбоксиметилцеллюлозы, 0,05% полиакриламида, 0,07% ацетата хрома и воды. Третья оторочка состоит из 0,1% карбоксиметилцеллюлозы, 0,005% полиакриламида, 0,01% ацетата хрома и воды. Первоначальная вязкость изолирующих составов составляет 80 – 110 мПас. Оторочки продавливают в пласт на расстояние не менее 3 м. Проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. После этого через нагнетательную скважину закачивают рабочий агент, а через добывающую скважину отбирают нефть. В результате обводненность нефти снизилась с 90 до 60%.

В результате разработки нефтеотдача залежи увеличивает на 2 – 3%.

Изолирующий состав в предложенном способе не подвержен синерезису в пласте, вследствие этого он обладает повышенной продолжительностью действия.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.

Формула изобретения

1. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, отличающийся тем, что в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза – 0,1 – 3,0
Полиакриламид – 0,005 – 0,5
Сшиватель – 0,01 – 0,2
Вода – Остальное
при этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5 – 10,0 мас.%.

PC4A – Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 4-2004

(73) Патентообладатель:

ООО НПП “ТАТРОЙЛ”

(73) Патентообладатель:

ОАО “ТАТНЕФТЬ” им. В.Д.Шашина

Дата и номер государственной регистрации перехода исключительного права: 19.11.2003 № 17813

Извещение опубликовано: 10.02.2004

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 16.11.2004

Извещение опубликовано: 27.12.2005 БИ: 36/2005

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 20.04.2007

Извещение опубликовано: 20.04.2007 БИ: 11/2007

RH4A – Выдача дубликата патента Российской Федерации на изобретение

Дата выдачи дубликата: 30.05.2008

Наименование лица, которому выдан дубликат:

ОАО “ТАТНЕФТЬ” им. В.Д.Шашина

Извещение опубликовано: 27.07.2008 БИ: 21/2008

MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 16.11.2008

Извещение опубликовано: 20.03.2010 БИ: 08/2010

NF4A Восстановление действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

Дата, с которой действие патента восстановлено: 27.07.2010

Извещение опубликовано: 27.07.2010 БИ: 21/2010