Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты)
METHOD FOR INJECTION CAPACITY PROFILE ALIGNMENT IN INJECTION WELLS WITH FOAM-FORMING COMPOSITION (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин пенообразующими составами.
2
Известен способ освоения скважин (Патент RU №2072036, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.01.1997 г.), включающий закачку пенообразующего раствора с газообразным агентом. Пенообразующий раствор содержит в качестве поверхностно-активного вещества ПАВ ОП-7, ОП-10, дегидратор СаСl, структурообразователь алкилдиметиламин, стабилизатор-КССБ и пресную воду.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, недостаточная вспениваемость и стабильность состава;
- во-вторых, эффективность способа существенно снижается при наличии системы трещин, пронизывающих нефтеводонасыщенные пласты.
Также известен способ для ограничения пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий закачку пенообразующего состава, содержащего ПАВ - сульфонол, стабилизатор - КМЦ и пластификатор - полифосфат натрия (Применение пен для ограничения притока пластовых вод в нефтяных скважинах. "Нефтяное хозяйство", 1980 г., 10, с. 38-41).
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая стабильность пены в результате высокой адсорбции сульфонола на горной породе;
- во-вторых, сульфонол работает только в пресной воде, в минерализованной происходит высаживание активного вещества с образованием осадка, что затрудняет применение данного состава в промысловых условиях.
Также известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (Патент RU № 2266400, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.12.2005 г.), включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины пенообразующего раствора - водного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ, например сульфонола, неонола, синтанола и др. с концентрацией 0,5-0,8% мас., с гелеобразующей добавкой, повышающей устойчивость образуемой пенной оторочки, а затем газа, причем в качестве указанной гелеобразующей добавки используют силикат натрия в количестве 10-11 об.%, газ закачивают в объеме, позволяющем преобразовывать в пласте пенообразующий раствор в пену с условной кратностью 2-5, закачку газа прекращают после завершения пенообразования с созданием водоизоляционного экрана.
Недостатком известного способа является низкая эффективность выравнивания профиля приемистости, связанная с недостаточной эффективностью пенообразующего раствора.
9-14
9-14
9-14
9-12
Наиболее близким является способ ограничения водопритока (Патент RU № 2200822, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.03.2003 г.), включающий приготовление и закачку пенообразующего состава, содержащего пенообразователь - поверхностно-активное вещество, стабилизатор и воду, при этом в качестве пенообразователя используют высокомолекулярные поверхностно-активные вещества с длиной углеродной цепи С, а в качестве стабилизатора - полимер праестол-854 при следующем соотношении компонентов, маc. %: высокомолекулярные поверхностно-активные вещества с длиной углеродной цепи C- 0,2-1,5, полимер праестол-854 - 0,05-0,5, вода – остальное. В качестве высокомолекулярных поверхностно-активных веществ с длиной углеродной цепи Cиспользуют синтанол ЭС-3, неонол АФ.
Недостатком является низкая стабильность получаемой пены, вследствие чего – недостаточное нефтеизвлечение.
Техническими задачами являются повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта закачкой пенообразующего состава, увеличение охвата пласта заводнением и увеличение нефтеотдачи за счет закачки пенообразующего состава с улучшенными технологическими параметрами, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом, включающим приготовление и закачку пенообразующего состава, содержащего пенообразователь – высокомолекулярное поверхностно-активное вещество ПАВ, стабилизатор и воду.
По первому варианту новым является то, что в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Высокомолекулярное ПАВ
0,2-2,0,
Полисахарид гуар
0,2-0,3,
Ацетат хрома
0,02,
Оксид магния
0,02,
Вода
остальное,
при приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар и оксид магния с одновременной подачей воды, затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб.
9-12
9-12
Также новым является то, что в качестве высокомолекулярного ПАВ используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С- неонол АФили амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
По второму варианту новым является то, что в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар с полиакриламидом, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Высокомолекулярное ПАВ
0,2-2,0,
Полисахарид гуар
0,2-0,3,
Полиакриламид
0,2-0,3,
Ацетат хрома
0,02,
Оксид магния
0,02,
Вода
остальное,
при приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар с полиакриламидом и оксид магния с одновременной подачей воды, затем в полученную суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб.
9-12
9-12
Также новым является то, что в качестве высокомолекулярного ПАВ используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С- неонол АФили амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
Для осуществления способа используют:
9-12
9-12,
– неионогенное высокомолекулярное поверхностно-активное вещество алкилфенол с длиной углеродной цепи С- неонол АФвыпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98;
– амфотерный высокомолекулярный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина по ТУ 2480-040-04706205-2013 или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин (марки A, Б) по ТУ 2480-003-13805981-2014;
– в качестве стабилизатора - полисахарид гуар по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги;
– в качестве стабилизатора - полиакриламид  по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. № 1, 2 или его аналоги;
– в качестве стабилизатора - ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-001-50635131-00 или его аналоги;
– в качестве стабилизатора - оксид магния по ТУ 6-09-3023-79 или его аналоги;
– вода с общей минерализацией до 300 г/л.
Для приготовления пенообразующего состава используют воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности способа.
Сущность изобретения заключается в следующем.
В процессе разработки нефтяных месторождений с применением систем поддержания пластового давления, к примеру, заводнения, усугубляется проницаемостная неоднородность пласта с образованием обширных промытых зон с высокой проницаемостью. Одним из эффективных направлений увеличения нефтеотдачи пластов является повышение фильтрационного сопротивления этих зон за счет создания блокирующего экрана закачкой пенообразующего состава. Пенные системы, как вязкие неньютоновские жидкости, могут выполнить роль подвижного кольматанта в промытых, высокопроницаемых пропластках. Стабилизирующая добавка на основе полимера (полисахарида гуар или полисахарида с полиакриламидом, при их суммарном содержании не выше 0,6 мас. %), оксида магния и ацетата хрома (III) увеличивает стабильность пенообразующего состава во времени не только за счет увеличения вязкости среды, но и из-за гелеобразования (сшивки) полимера в присутствии оксида магния и ацетата хрома (III), которые выполняют роль сшивателя макромолекул полимеров. В результате образуется пенная система – пенообразующий состав, пронизанная сшивками из полимерной системы. При закачивании пенообразующего состава через нагнетательную скважину в нефтяной пласт она, преимущественно поступая в высокопроницаемые промытые пропластки, блокирует их, и закачиваемая следом вода вынуждена фильтроваться через соседние низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, ранее частично или полностью неохваченные воздействием, тем самым, выравнивается профиль приемистости нагнетательной скважины, увеличивается охват пласта заводнением, а значит и степень нефтеизвлечения. Закупоривание высокопроницаемых и вовлечение низкопроницаемых зон пласта ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта и позволяет увеличивать нефтеотдачу пласта за счет блокирующих и отмывающих способностей закачиваемого пенообразующего состава и входящих в его состав химических реагентов.
По предлагаемому способу по первому варианту в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Высокомолекулярное ПАВ
0,2-2,0,
Полисахарид гуар
0,2-0,3,
Ацетат хрома
0,02,
Оксид магния
0,02,
Вода
остальное.
При приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар и оксид магния с одновременной подачей воды и образованием суспензии. Затем в полученную  суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, а после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб, после чего переводят скважину под закачку воды в соответствии с технологическим режимом.
По второму варианту в качестве стабилизатора используют полисахарид гуар с полиакриламидом, оксид магния и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Высокомолекулярное ПАВ
0,2-2,0,
Полисахарид гуар
0,2-0,3,
Полиакриламид
0,2-0,3,
Ацетат хрома
0,02,
Оксид магния
0,02,
Вода
остальное.
9-12
9-12
При приготовлении пенообразующего состава сначала на скважине смешивают полисахарид гуар с полиакриламидом и оксид магния с одновременной подачей воды и образованием суспензии. Затем в полученную  суспензию добавляют высокомолекулярное ПАВ и ацетат хрома, а после закачки пенообразующего состава осуществляют продавку водой в объеме насосно-компрессорных труб, после чего переводят скважину под закачку воды в соответствии с технологическим режимом. В качестве высокомолекулярного ПАВ по первому и второму вариантам используют неионогенный ПАВ на основе алкилфенола с длиной углеродной цепи С- неонол АФили амфотерный ПАВ на основе бетаина БЕТАПАВ АП 18.30 - водно-спиртовый раствор олеиламидопропилбетаина, или БЕТАНОР™ Алкиламидопропилбетаин марки A, Б.
3
9-12
Технологические параметры закачиваемых пенообразующих составов определяют в лабораторных условиях. Для сравнительной характеристики готовят растворы, содержащие пенообразующие составы для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах на минерализованной воде (с плотностью воды 1,120 г/см) по предлагаемому способу и используемые в прототипе (с применением ПАВ синтанол ЭС-3, неонол АФ).
Максимальную кратность пены определяют величиной, равной отношению объема пены к объему раствора, содержащегося в пенообразующем составе. Пенобразующий состав готовят в стеклянном стакане объемом 400 мл (высота стакана - 135 мм, диаметр - 66 мм). В стакан приливают 50 г исследуемого состава (в мас. %: высокомолекулярное ПАВ - 0,2-2,0, полисахарид гуар  - 0,2-0,3, ацетат хрома - 0,02, оксид магния - 0,02, вода – остальное по первому варианту и высокомолекулярное ПАВ - 0,2-2,0, полисахарид гуар - 0,2-0,3, полиакриламид – 0,2-0,3, ацетат хрома - 0,02, оксид магния - 0,02, вода – остальное по второму варианту) и на механической мешалке лопастного типа RW-20.n (вращающаяся турбина с шириной лопасти 45 мм фирмы KiKa Works, USA) перемешивают при скорости 2000 об/мин в течение 5 мин и наблюдают во времени.
9-12
В работе определяют кратность пенообразующих составов. Результаты испытаний показывают (см. таблицу 1), что исследуемые составы характеризуются невысокой кратностью пены, которая изменяется в диапазоне от 1,5 до 5,1 на минерализованной воде, увеличение концентрации стабилизирующих добавок (полисахарида гуар выше 0,3 мас. %, ацетата хрома выше 0,02 мас. %, оксида магния выше 0,02 мас. % по первому варианту или полисахарида гуар выше 0,3 мас. %, полиакриламида выше 0,3 мас. %, ацетата хрома выше 0,02 мас. %, оксида магния выше 0,02 мас. % по второму варианту) не приводит к увеличению кратности пенообразующих составов, что вполне объяснимо, т.к. они несут свойства устойчивости системы во времени. Действие полимерных стабилизирующих добавок (полисахарида гуар, полиакриламида) основано на увеличение вязкости растворов и замедление за счет этого истечения жидкости из пенообразующих составов. Увеличение концентрации пенообразователя – высокомолекулярного ПАВ выше 2 мас. % не дает существенного увеличения кратности и устойчивости закачиваемых пенообразующих составов (примеры № 26-28, 55-57, таблица 1), с увеличением концентрации ПАВ происходит насыщение им пленок пены. Снижение концентрации пенообразователя – высокомолекулярного ПАВ меньше 0,2 мас. % не дает существенного увеличения кратности для закачиваемых по способу пенообразующих составов: с ПАВ - неонол АФ устойчивость системы на уровне закачиваемых составов из прототипа (примеры № 1-3, таблица 1), устойчивость составов по предлагаемым способам с ПАВ на основе бетаина (БЕТАПАВ АП 18.30 или БЕТАНОР™) значительно ниже устойчивости закачиваемых составов по сравнению с прототипом (примеры № 29-31, таблица 1).
Исследована устойчивость пенообразующих составов (растворы для проведения опытов готовят на минерализованной воде с общей минерализацией до 300 г/л). За устойчивость пенообразующего состава принимают ее способность к сохранению первоначальных свойств. Сущность метода определения устойчивости пенообразующего состава заключается в установлении времени разрушения половины объема пены. Из результатов исследований по устойчивости пенообразующих составов (см. таблицу 1) видно, что наибольшую стабильность при одинаковых концентрациях ПАВ имеют составы, содержащие полисахарид гуар, полиакриламид, оксид магния и ацетат хрома (III).
9-12
Предлагаемые способы выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах закачкой пенообразующих составов с ПАВ - неонол АФна минерализованной воде характеризуются устойчивостью до 60 дней, которая возрастает в 2-180 раз с увеличением содержания полимерной составляющей в композиции, а именно, полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % по первому варианту, по второму варианту полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % и полиакриламида с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % (примеры № 5-25, таблица 1) по сравнению с прототипом (примеры № 58-65, таблица 1).
Предлагаемые способы выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах закачкой пенообразующих составов с ПАВ на основе бетаина (БЕТАПАВ АП 18.30 или БЕТАНОР™) на минерализованной воде характеризуются устойчивостью до 50 дней, которая возрастает в 2-180 раз с увеличением содержания полимерной составляющей в предлагаемом составе, а именно полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % по первому варианту, по второму варианту полисахарида гуар с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % и полиакриламида с 0,2 мас. % до 0,3 мас. % (примеры № 33-54, таблица 1) по сравнению с прототипом (примеры № 58-65, таблица 1). Результаты экспериментов показывают, что при концентрации полисахарида гуар ниже 0,2 мас. % по первому варианту, по второму варианту - полисахарида гуар и полиакриламида ниже 0,2 мас. % устойчивость пенообразующих составов - на уровне прототипа. Верхняя граница концентрации полисахарида гуар выше 0,3 мас. % по первому варианту, по второму варианту полисахарида гуар и полиакриламида выше 0,3 мас. % была определена экономической составляющей составов по предлагаемым способам. Составы с концентрацией полисахарида гуар, полиакриламида выше 0,3 мас. %, ацетата хрома выше 0,02 мас. %, оксида магния выше 0,02 мас. % ведут к неэкономичному расходу реагентов. Кроме этого, при таких концентрациях снижается кратность пены, могут возникнуть трудности с закачкой (промысловой реализацией) вследствие высокой начальной вязкости раствора.
Таблица 1 – Устойчивость пенообразующих составов во времени
№
Пенообразующий состав, мас. %
Устойчивость пены, ч
Кратность пены
ВысокомолекулярныйПАВ
Стабилизирующие добавки
1
0,1 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1
3,1
2
0,1 % АФ<sub>9</sub>-12
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
84,0
3,1
3
0,1 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
672,0
3,5
4
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1,8
3,4
5
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
96,0
3,2
6
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
316,0
3,9
7
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
720,0
4,6
8
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1 % Гуар + 0,1 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1,8
4,0
9
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,2 % Гуар + 0,2 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
115,0
3,4
10
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,25 % Гуар + 0,25 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
540
3,5
11
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар + 0,2 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
480,0
3,4
12
0,2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар + 0,3 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1200,0
3,7
13
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
3,7
4,9
14
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
96,0
4,5
15
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
720,0
4,3
16
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1440,0
4,1
17
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,4 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1440,0
3,9
18
1 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1% Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
3,7
4,5
19
1 % АФ<sub>9</sub>-12
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
93,0
4,6
20
1 % АФ<sub>9</sub>-12
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
480,0
4,3
21
1 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
960,0
4,1
22
2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
3,0
4,7
23
2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
86,0
4,5
24
2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
305,0
4,4
25
2 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
480,0
4,3
26
2,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1,0
4,9
27
2,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО +  0,02 % АХ
5,5
4,8
28
2,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,3 % Гуар +0,02 % МgО + 0,02 % АХ
480,0
4,8
29
0,1 % БЕТАПАВ
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
0,02
0,5
30
0,1 % БЕТАПАВ
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
0,05
0,6
31
0,1 % БЕТАПАВ
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
0,08
1,0
32
0,2 % БЕТАПАВ
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
0,13
1,2
33
0,2 % БЕТАПАВ
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
90,0
1,5
34
0,2 % БЕТАПАВ
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
110,0
1,5
35
0,2 % БЕТАПАВ
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
120,0
1,5
36
0,5 % БЕТАПАВ
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
40,0
1,7
37
0,5 % БЕТАПАВ
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
120,0
2,1
38
0,5 % БЕТАНОР™
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
140,0
2,2
39
0,5 % БЕТАПАВ
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
720,0
2,2
40
0,5 % БЕТАПАВ
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1200,0
2,4
41
0,5 % БЕТАПАВ
0,4 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1200,0
2,6
42
0,5 % БЕТАПАВ
0,1 % Гуар + 0,1 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
50,0
2,4
43
0,5 % БЕТАПАВ
0,2 % Гуар + 0,2 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
864,0
2,0
44
0,5 % БЕТАПАВ
0,25 % Гуар + 0,25 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1010,0
2,0
45
0,5 % БЕТАПАВ
0,3 % Гуар + 0,3 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1200,0
2,1
46
0,5 % БЕТАНОР™
0,3 % Гуар + 0,3 % ПАА + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
1176,0
2,1
47
1 % БЕТАПАВ
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
64,0
2,0
48
1 % БЕТАПАВ
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
120,0
2,4
49
1 % БЕТАПАВ
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
220,0
2,3
50
1 % БЕТАПАВ
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
336,0
2,3
51
2 % БЕТАПАВ
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
84,0
2,2
52
2 % БЕТАПАВ
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
144,0
2,1
53
2 % БЕТАПАВ
0,25 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
234,0
2,1
54
2 % БЕТАПАВ
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
336,0
2,0
55
2,5 % БЕТАПАВ
0,1 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
288,0
1,6
56
2,5 % БЕТАПАВ
0,2 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
336,0
1,9
57
2,5 % БЕТАПАВ
0,3 % Гуар + 0,02 % МgО + 0,02 % АХ
360,0
2,3
Пенообразующий состав по наиболее близкому аналогу
58
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
-
4,0
4,6
59
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,05 Праестол
4,2
-
60
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,1 Праестол
8,0
-
61
0,5 % АФ<sub>9</sub>-12
0,5 Праестол
7,8
-
62
0,5 % Синтанол ЭС-3
-
5,0
7,0
63
0,5 % Синтанол ЭС-3
0,05 Праестол
33,3
-
64
0,5 % Синтанол ЭС-3
0,1 Праестол
75,0
-
65
0,5 % Синтанол ЭС-3
0,5 Праестол
67,5
-
Анализ результатов лабораторных исследований показал, что закачиваемые по предлагаемым способам пенообразующие составы имеют лучшие технологические параметры - высокую стабильность пены по сравнению с известными решениями.
Пример конкретного выполнения.
В промысловых условиях пенообразующий состав готовят непосредственно на скважине с использованием стандартного существующего оборудования, обеспечивающего закачку и необходимую точность дозировки химических реагентов для получения пенообразующего состава с необходимой концентрацией реагентов (комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги; насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги; автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги), а также компрессора типа 2ГМ2,5-5/101 или аналоги, подбиваемых к устью скважины через тройник. Обязательным условием для создания устойчивого пенообразующего состава является наличие диспергатора. Диспергатор может быть установлен как на устье нагнетательной скважины после тройника, так и на башмаке насосно-компрессорных труб (НКТ). В качестве диспергатора может быть использовано любое диспергирующее устройство, позволяющее обеспечить состояние газа в виде мельчайших пузырьков в объеме воды в присутствии пенообразователя перед подачей газоводяной смеси в пласт. Например, в качестве диспергатора, устанавливаемого на башмаке НКТ, может быть использован фильтр модульный щелевой скважинный типа ФМЩ-02 с шириной щели от 0,3 до 0,6 мм или аналог.
3
Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: толщина продуктивного пласта - 5 м, пластовое давление – 10,6 МПа, обводненность – 90 %, приемистость скважины –210 м/сут.
3
3
9-12
9-12
Готовят пенообразующий состав на минерализованной воде с плотностью 1,12 г/см с концентрациями реагентов, мас. %: 0,5 АФ, 0,3 гуар, 0,02 МgО, 0,02 АХ, остальное - вода. Расход реагентов на 1 т пенообразующего состава составляет: АФ-4,8 кг (при плотности реагента 1,046 г/см), гуар – 3 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50% мас. основного вещества) - 0,4 кг, МgО - 0,2 кг, 991,6 кг минерализованной воды.
Состав готовят непосредственно на скважине. В узел загрузки установки КУДР засыпают порошкообразные гуар и оксид магния в соотношении, обеспечивающим массовую долю в композиции гуара 0,3 мас. % и оксида магния 0,02 %. Из бункера шнековым дозатором смесь подается в струйный аппарат, где одновременно смешивается с водой и в виде суспензии подается в смесительную емкость. Затем в смесительную емкость насосом дозируют раствор ацетата хрома 0,02 мас. % и ПАВ 0,5 мас. %, обеспечивающие заданные концентрации в композиции. После чего готовый раствор закачивается в скважину через тройник совместно с газом (расход газа ведется по расходомеру, установленному на нагнетательной линии от компрессора до тройника). Диспергатор позволяет обеспечить состояние газа в виде мельчайших пузырьков в объеме воды в присутствии пенообразующего состава. После закачки пенообразующего состава, осуществляют продавку пенообразующего состава водой в объеме НКТ, после чего переводят скважину под закачку воды в соответствии с технологическим режимом.
3
3
3
3
По результатам работы приемистость нагнетательной скважины снизилась с 210 м/сут до 160 м/сут, в то же время возрос средний дебит нефти по окружающим добывающим скважинам с 7,1 т/сут до 9,6 т/сут. Прирост среднесуточного дебита нефти составил 2,5 т/сут. Снижение приемистости нагнетательной скважины с 210 м/сут до 160 м/сут произошло за счет увеличения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых промытых участках пласта после закачки пенообразующего состава, пронизанного сшивками из полимерной системы. Другие примеры выполняют аналогично. Результаты представлены в таблице 1.
Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) является эффективным за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта закачкой пенообразующего состава, увеличивает охват пласта заводнением и увеличивает нефтеотдачу за счет закачки пенообразующего состава с улучшенными технологическими параметрами, а также расширяет технологические возможности способа.